当前，电力供需呈现季节性、结构性矛盾交织的特点：一方面，迎峰度夏、迎峰度冬期间负荷快速攀升，对保供能力提出更高要求；另一方面，新能源装机持续增长，出力波动性增强，对调节能力与跨省互济提出更强需求。
如何在保障可靠供电的前提下，进一步降低用电成本、提升资源配置效率，成为电力市场建设的重要课题。
从“问题”看，江西用电需求总体保持增长，部分时段存在供需偏紧压力；同时，随着电源结构调整推进，系统对灵活性资源、跨省调剂能力的依赖度上升。
传统以中长期合同为主的采购方式在覆盖基础需求方面发挥“压舱石”作用，但在应对短周期波动、捕捉低价电能等方面仍需更灵活的市场工具作为补充。
从“原因”看，省间电力现货市场的制度优势在于“现买现卖”的价格发现功能。
现货交易通常在电力交付前一天或当天开展，电价随实时供需变化而形成，能够更及时反映紧缺或富余程度。
在全国统一电力市场加快推进的背景下，跨省跨区输电通道能力不断完善、市场规则持续衔接，为省间现货交易规模扩大提供了基础条件。
江西在2025年度通过省间电力现货市场累计购入电量10.09亿千瓦时，同比增长34.48%，首次突破10亿千瓦时，表明市场参与主体对现货机制的适应度和使用频率进一步提升，也体现出以价格信号引导资源跨区流动的效果正在显现。
从“影响”看，一是有助于提升保供韧性。
现货市场可在负荷快速上升或局部供给收缩时提供快速补充渠道，增强短周期调度的灵活性，减少因供需错配导致的风险。
二是有助于推动降本增效。
江西通过市场化手段预计节约社会购电成本约1.44亿元，反映出在供需相对宽松或清洁能源富集时段，通过优化采购时点与结构能够取得更优成本。
三是有助于促进清洁能源消纳。
跨省现货交易使电能能够在更大范围内流动，有利于将富余的清洁电力及时送出或引入，减少弃风弃光，促进绿色低碳转型。
四是有助于优化资源配置。
现货价格信号推动发电侧、用电侧对生产与用能安排作出更精细的响应，倒逼企业提升预测、交易与风险管理能力。
从“对策”看，提升省间现货交易质效，需要在市场机制与基础能力两端同步发力。
其一，强化负荷与新能源出力预测能力，完善交易决策支持体系，提高“买在低位、保在关键”的精细化水平，减少盲目追涨或错失低价窗口。
其二，健全风险防控与成本传导机制，统筹中长期与现货的组合策略，防范极端天气、通道受限等因素导致的价格波动风险，推动电力现货交易与零售、需求响应等机制协同。
其三，持续推进市场规则衔接与信息透明，完善结算与信用约束，提升市场主体参与的可预期性与合规性。
其四，提升电网调度与通道利用效率，加强跨省互济协同，推动交易规模增长与系统安全运行相统一。
从“前景”看，随着全国统一电力市场建设步伐加快，省间现货交易有望在更大范围发挥“调余补缺、以价引导”的功能。
预计未来一段时期，新能源占比继续上升将使系统对灵活调节资源、跨区互济需求进一步增加，现货市场将更多承担短周期平衡与资源优化配置任务。
与此同时，市场主体的专业化交易能力、数字化管理水平将成为影响降本空间与风险水平的关键变量。
业内人士认为，坚持以市场化方式提升保供能力、以更大范围优化资源配置，将为地方经济社会发展提供更稳定、更绿色、更经济的电力支撑。
江西省间电力现货市场购电量突破十亿千瓦时大关，不仅是一个数字上的突破，更是电力市场化改革成果的生动体现。
这一成就充分证明，通过深化市场化改革，能够更好地发挥市场在资源配置中的决定性作用，实现经济效益、社会效益和环境效益的有机统一。
在构建新型电力系统的时代背景下，省间电力现货市场必将在保障能源安全、促进绿色发展、服务经济社会高质量发展中发挥更加重要的作用。