各設區市發展改革委（能源局），贛江新區經發局，上饒市工信局，國網江西省電力有限公司，國家電投江西公司、國家能源集團江西公司、華能江西分公司、大唐江西分公司、省投資集團公司，國華九江公司，江西電力交易中心有限公司，各有關市場主體：
根據國家發展改革委《電力現貨市場建設方案編制工作指引》相關要求，省發展改革委編制了《江西電力現貨市場建設方案（征求意見稿）》，現公開征求意見，請各單位于2020年12月21日前書面反饋意見至省發展改革委。
聯系人：王巖；聯系方式：0791-88915241，nyjjx2009@126.com
附件：江西電力現貨市場建設方案（征求意見稿）
2020年12月15日
江西電力現貨市場建設方案
（征求意見稿）
為深入貫徹《關于進一步深化電力體制改革的若干意見》（中發〔2015〕9號）及其配套文件精神，落實國家關于非試點省份加快推動電力現貨市場建設相關要求，建立以中長期交易為主、現貨交易發揮重要作用的電力市場，提升電力資源優化配置和電網運行效率，結合江西實際，制定本方案。
一、總體要求
以習近平新時代中國特色社會主義思想為指導，根據黨中央關于深化電力體制改革的總體要求，進一步深化電力體制改革，遵循社會主義市場經濟規律和電力工業發展規律，堅持“安全、協調、統籌、務實、共贏”的原則，構建符合江西實際的電力現貨市場，發揮市場在資源配置中的重要作用，保障電力供需平衡和電網安全穩定運行。
堅持安全可靠。在保障電網安全穩定運行、電力可靠供應的基礎上，遵循電網運行客觀規律和江西電網實際，因地制宜，構建與江西電網格局相適應的電力現貨市場，實現電網安全運行與市場有序運作的統一。
堅持協調發展。以市場化方式激勵各類型電源參與電網調節，充分考慮風電、光伏等新能源發電特性，推動傳統電源轉變發展定位，調動各類電源參與輔助服務市場的積極性，促進傳統能源和新能源協調發展，最大程度提高電力系統效率，努力達到社會效益和環境效益最優。
堅持統籌有序。統籌處理好市場交易與電網安全穩定運行、電力安全有序供應和優先發電購電之間的關系，協調處理好省間市場與省內市場、中長期與現貨交易、電能量與輔助服務、新能源消納與電力市場之間的關系，總體設計、分步實施，積極穩妥、有序推進。
堅持務實高效。以解決實際問題、推動改革進程為切入點，著力構建適合江西電源結構、主體多元、競爭有序的電力市場體系，充分發揮市場在資源配置中的決定性作用，提升電力系統運行效率。
堅持開放共贏。在編制現貨市場建設方案、制定運營規則過程中，做到公開、公平、公正，廣泛聽取各方意見和建議，統籌兼顧各方訴求，通過合理的市場機制體系設計，實現市場改革紅利共享，多方共贏。
（三）總體目標
按照“統一市場、兩級運作”整體框架，堅持積極穩妥、分階段實施建設原則，結合江西省電網實際運行特點，以問題為導向，建設現貨市場技術支持系統、電力電量平衡機制和價格機制。逐步構建“中長期交易規避風險，現貨市場發現價格，交易品種齊全，交易功能完善”的電力市場體系，促進電力系統安全穩定運行、電力可靠有序供應，實現能源資源大范圍優化配置。
二、基本情況
1.電網現狀
江西電網位于華中電網東南部，外部通過三回500千伏線路與湖北電網相連，內部基本形成以500千伏為骨干、220千伏為支撐的電網體系。500千伏“兩縱四橫五環網”骨干網架已基本形成，220千伏變電站基本實現“縣縣覆蓋”。
2.裝機規模
截至2020年11月，江西統調裝機容量2971萬千瓦，其中：火電裝機2026萬千瓦，占比68.2%；水電裝機332萬千瓦，占比11.2%；光伏發電裝機208萬千瓦，占比7%；風電裝機405萬千瓦，占比13.6%。
3.電力消費
江西用電需求整體呈現“體量小、增長快、緊平衡”的特點。“十三五”期間，全省全社會用電量保持快速增長，“十三五”前四年年均增長率在9%以上，2019年全社會用電量達到1536億千瓦時，全社會發電量1403億千瓦時，累計購省外電量137.16億千瓦時。
4.新能源消納
2019年江西電網全口徑風電發電量51億千瓦時；全口徑光伏發電量30億千瓦時，截止目前江西電網風電、光伏發電量均全額消納。
（二）電價體系
江西電價體系分為上網電價、銷售電價和輸配電價。上網電價按電源類型分為火電、水電、和新能源三大類，其中，燃煤機組上網電價執行“基準價+上下浮動”的市場化價格機制；水電機組根據裝機容量和調節能力執行分檔上網電價；風電、光伏等新能源機組執行國家規定的標桿上網電價。銷售電價按用電性質分為居民生活用電、農業生產用電和工商業及其他用電。大工業用電實行兩部制電價，一般工商業用電及其他用電實行單一制電價。
（三）中長期交易開展情況
2014年以來，江西認真貫徹國家電力市場化交易各項工作部署，結合江西實際，穩步有序推進江西電力市場建設。通過建立健全電力中長期市場規則體系，規范市場交易行為，有序放開發用電計劃，積極培育市場主體競爭意識，江西電力市場交易規模不斷擴大、市場主體數量不斷增加、市場交易體系不斷完善。截止目前，參與江西電力市場化交易發電企業14家、售電公司86家、電力用戶8808家，累計完成市場化交易電量超1500億千瓦時，降低企業用電成本超23億元。
2020年，江西首次實行市場化交易“全年全電量”、“月結月清，月度偏差考核”模式，按照“年度+月度+月內”交易周期常態化組織交易，進一步縮短交易周期、豐富交易品種，采用上下調預掛牌機制進行處理發電側市場化合同偏差。探索建立分時段市場化交易機制，基于各季節、各時段用電特性差異，將電力中長期交易單一時段分解為“尖、峰、平、谷”四個時段，7-9月組織開展為期3個月的模擬運行，通過市場價格信號引導需求側主動錯峰用電、緩解江西電力供需緊張形勢做了有益的探索。
按照“總體設計、分步實施”原則，江西電力現貨市場建設分為試點建設期和中遠期兩個階段實施。
（一）試點建設期（2021-2022年）
試點建設階段為現貨市場試點建設工作開啟后兩年內，選擇“集中式+節點邊際電價+發電側報量報價”的市場模式，主要建設目標和實施路線為：
一是建立中長期合約“曲線化”交易機制。中長期分解曲線經雙方協商一致后確定，可選擇自定義曲線或典型曲線，實現中長期交易與現貨交易相銜接。
二是建立日前、實時電能量交易機制。日前電能量市場采用全電量申報、集中優化出清方式，日內實時平衡機制采用基于日前封存的發電側單邊報價、全電量集中優化出清方式，形成分時價格信號，發現電能商品時間價值；出清模型以全電量集中優化方式，同步考慮機組物理特性和電網安全約束，依據電網阻塞情況形成節點邊際電價，體現電能商品空間價值。通過構建日前、實時現貨交易機制，進一步實現電力調度機構優化安排電網運行的市場化和程序化。
三是建立與現貨電能量市場相匹配的輔助服務機制。建設調頻輔助服務市場，調頻輔助服務市場采用集中競價方式開展，與現貨電能量市場協調出清，保留必要的調頻容量。
四是建立燃煤發電機組競爭、新能源和用戶側參與交易方式。日前現貨交易環節，統調燃煤機組“報量報價”，參與競價；用戶“報量不報價”，每個交易時段以用戶申報的用電量作為結算依據。初期新能源暫不參與現貨市場，逐步探索新能源機組超出保障性利用小時部分按“報量不報價”方式參與現貨市場。
五是建立科學合理的容量成本補償機制。根據省內實際情況，合理確定發電機組有效容量，合理制定發電機組單位容量補償費用以及相應結算機制，實現容量補償機制與現貨市場有效銜接，充分體現現貨市場以變動成本競爭的本質，有序引導發電容量投資，優化資源配置。
六是建立與現貨市場相匹配的結算機制。中長期合約作為結算依據鎖定收益、規避風險，中長期合約曲線與日前現貨市場出清結果之間偏差的部分按照日前現貨市場價格結算，日前現貨市場出清結果和實時市場實際發用電曲線之間偏差的部分按照實時現貨市場價格結算。
七是建立現貨市場配套機制。構建現貨市場監管指標體系、市場力檢測機制、信用評估和信息發布機制，確保市場平穩有序運作。
（二）中遠期（2023年及以后）
試點建設階段目標基本達成后，開始中遠期階段建設。包括探索輸電權、容量市場等交易機制；引入新能源和用戶“報量報價”，擴大發電側競價范圍，實行發用兩側雙邊競價；豐富輔助服務市場交易品種，建設備用輔助服務市場，實現電能、備用、調頻輔助服務一體優化、聯合出清等。
四、試點建設階段市場體系
江西電力市場以中發9號文配套文件《關于推進電力市場建設的實施意見》（發改經體〔2015〕2752號）中提出的“集中式市場”為基本框架，采用全電量競價模式。在交易規模方面，以中長期交易為主，現貨交易發揮重要作用。在功能定位方面，以中長期交易規避風險、鎖定收益，以現貨交易發現價格、調節供需，通過市場化方式保障電力平衡。
（二）市場架構
江西電力市場包括批發市場和零售市場。批發市場涵蓋中長期市場和現貨市場。現貨市場包括電能量市場和輔助服務市場。
電能量市場分為日前、實時兩級市場，市場模型采用全電量集中優化方式，考慮機組物理特性和電網安全約束進行邊際出清，根據阻塞情況以節點邊際電價確定發用兩側分時電力價格。
輔助服務方面，建立與現貨電能量市場相匹配的調頻輔助服務市場。
市場成員包括市場主體、電網企業和市場運營機構。
市場主體包括在電力交易機構注冊并滿足電力現貨市場準入條件的各類發電企業、電力用戶、售電公司、獨立輔助服務提供者等。
電網企業在試點建設階段指國網江西省電力有限公司，市場發展成熟后還包括增量配電網企業。增量配電網企業負責其運營范圍內用戶側計量數據采集傳輸、向用戶側收取費用，向其接入的上級電網企業繳納相關費用，由上級電網企業負責與發電側清分。電網企業作為輸配電服務提供者，不參與市場損益分配，其供電可靠性納入輸配電收入監管范疇。
市場運營機構指江西電力調度控制中心（以下簡稱電力調度機構）和江西電力交易中心有限公司（以下簡稱電力交易機構）。電力調度機構負責電力現貨、輔助服務等市場交易組織、出清結果安全校核等。電力交易機構負責市場主體注冊管理、中長期交易組織、出具批發市場結算依據、統籌合同管理、信息披露、市場主體運營評價等工作。
（四）參與現貨市場的方式
統調火電企業：統調燃煤機組采用“報量報價”方式參與現貨市場。
新能源企業：初期，新能源機組不參與現貨市場，其發電出力作為現貨市場出清邊界。逐步探索新能源機組超出保障性利用小時部分按“報量不報價”方式參與現貨市場。
水電和其它類型發電企業：水電機組不參與現貨市場，其發電出力作為現貨市場出清邊界。自備電廠以及燃氣、生物質、垃圾發電等非統調機組暫不參與現貨市場。
電力用戶和售電公司：采用“報量不報價”方式參與現貨市場。合理確定用電側參與現貨市場的規模。
1.省間中長期交易
省間中長期交易（跨省跨區中長期合約）包括省間國家指令性計劃、政府間協議和市場化省間交易。市場化省間交易包括年度、季度和月度交易。
2.省內中長期交易
省內中長期市場采用集中交易和場外協商交易互補，提供年度、月度、周等交易品種。
優先發電電量、基數電量視為廠網雙邊交易電量，執行政府批復的上網電價，視為中長期合約電量。在此基礎上，結合省內確定的電力直接交易規模，開展年度、月度、月內短期市場化交易和合同轉讓交易，組織方式包括雙邊協商、集中競價、掛牌交易等。
為實現省內中長期市場與現貨市場的有效銜接，現貨市場運行后省內中長期合約應約定分時曲線，同時可豐富與現貨市場相匹配的省內中長期交易品種和交易方式，為市場主體調整中長期合約曲線提供手段。
3.安全校核
各發電企業參與省間和省內中長期市場的凈合約量，不得超過其合約期內的實際發電能力。
省間中長期交易需進行安全校核。按照統一調度、分級管理的原則，各級調度按調管范圍負責輸電線路的安全校核阻塞管理等。
現貨市場運行后，電力調度機構采用安全約束經濟調度程序安排機組日前、實時發電計劃。
4.中長期交易結算曲線
各發電企業省內年度中長期市場化合約須分解至月。電力交易機構負責匯總各發電企業的省內市場中長期交易的分月計劃以及省內月度交易電量，得到各發電企業的月度中長期合約電量。
在考慮機組檢修計劃等因素的基礎上，電力調度機構將各發電企業的月度交易結算電量按規則分解至每日。發電企業參與省內月內短期交易的，需更新月內剩余各日的中長期合約電量并分解至每日。
在現貨市場申報前，各發電企業的日結算電量需分解為執行日的分時電量結算曲線。結算曲線由發電企業與電力用戶、售電公司自行協商確定，未協商確定的由電力調度機構按規則進行分解。
電力市場運營機構將分解至每日的各機組中長期交易結算曲線作為私有信息向該電廠公布，作為該電廠開展中長期交易與現貨交易偏差結算的基準曲線。
（六）現貨市場
1.日前電能量市場
日前電能量市場（簡稱“日前市場”）進行全電量優化，電力調度機構以社會福利最大化為目標，考慮機組物理特性和電網安全約束，實施市場出清計算，形成日前開機組合、機組日前發電計劃曲線和節點邊際電價。
（1）邊界條件
日前市場邊界條件包含以下部分：省間聯絡線送入電力曲線，因安全約束、電壓支撐的必開必停機組，新能源機組申報的次日發電預測曲線，次日水電機組發電曲線，電網拓撲，次日系統、母線負荷預測等。
（2）市場申報
參與現貨市場競價的各發電企業以機組為單位進行申報，申報內容包括機組啟動費用、不同狀態下啟動時間、發電量價曲線、機組最大和最小技術出力、爬坡速率等。
參與現貨市場用戶、售電公司等用電側主體申報次日用電負荷計劃曲線。
（3）出清
電力調度機構將次日系統負荷預測曲線、母線負荷預測曲線、聯絡線受電計劃、機組運行參數、線路運行參數等作為輸入信息，根據其他邊界條件和機組申報信息，以社會福利最大化為目標，考慮機組上下出力限值、爬坡速率等物理特性以及全網備用需求、斷面輸送限額等安全約束，通過安全約束機組組合（SCUC）和安全約束經濟調度（SCED）程序進行日前市場出清，形成日前機組組合、各機組日前96點發電計劃（以15分鐘為時間間隔）以及分時價格。
2.實時電能量市場
電力調度機構依據超短期負荷預測和新能源發電預測，通過實時電能量市場（以下簡稱“實時市場”）出清形成各機組實時發電計劃，從而調整日前預測與日內實時運行的偏差，確保電力實時平衡。
（1）邊界條件
實時市場邊界條件包含以下部分：日前市場形成的機組組合、日內超短期負荷預測和新能源發電預測、日內聯絡線送入電力曲線等。
（2）市場申報
實時市場直接沿用日前市場報價，無需單獨申報。
（3）出清計算
電力調度機構根據邊界條件和封存的機組日前報價，以社會福利最大化為目標，考慮機組上下出力限值、爬坡速率等物理特性以及全網備用需求、斷面輸送限額等安全約束，通過安全約束經濟調度（SCED）程序進行實時市場出清，形成機組實時發電計劃和節點邊際電價。
3.輔助服務市場
建設與現貨市場相匹配的調頻輔助服務市場。調頻輔助服務市場按照集中競價、邊際出清的方式組織開展。
為優化存量電力資源高效運行，引導增量電力資源合理布局，在試點建設階段通過對單位容量補償標準和各發電機組可補償容量的核算，實現對發電容量成本的合理補償，回收部分固定成本，激勵合理的發電投資，避免造成周期性發電過剩和短缺，確保發電容量保持一定充裕度。
1.現貨市場定價
日前、實時電能量交易以及調頻輔助服務交易均采用分時邊際電價機制。
日前、實時電能量市場采用節點邊際電價。發電側以其對應的節點電價作為現貨電能量市場價格，用戶側價格為發電側加權平均電價。參與市場的用戶用電價格由電能量市場價格、輸配電價、政府基金及附加、輔助服務分攤、不平衡資金等構成。
因電網安全約束的必開機組，其必發最小出力視為現貨市場邊界條件，不參與競價，價格選取核定的成本電價和市場出清價格中更高者。必發最小出力以上部分參與競價，價格為市場出清價。
2.市場限價
為保障現貨市場的平穩運行，避免市場價格大幅波動，綜合考慮發電企業經營、市場用戶用能成本等因素，由省能源主管部門、價格主管部門和監管機構設置市場申報價格上下限。
參與交易的發電企業、用電企業的關口計量點，原則上應設在產權分界點，產權分界點無法安裝計量裝置的，需要考慮相應的變（線）損。
所有計量裝置按國家有關計量規定和市場規則進行管理和定期校驗，并具備以小時為周期的分時電力電量計量能力、定時采集推送能力，具備可查詢功能。
1.發電側電能結算
跨省跨區中長期交易（包括政府間框架協議、國家跨省區分電計劃等）按照合約價格結算。
發電側省內市場化交易電費包括中長期合約電量電費、中長期合約阻塞電費、日前市場偏差電量電費和實時市場偏差電量電費。中長期合約電量電費按照中長期合約價格、中長期合約電量結算。中長期合約阻塞電費按照日前節點邊際電價和發電側加權平均電價的差值、中長期合約電量結算。日前市場偏差電量電費按照日前市場價格、日前市場出清結果與中長期合約曲線偏差電量結算。實時市場偏差電量電費按照實時市場價格、實際發電曲線與日前市場出清結果偏差電量結算。
2.用電側電能結算
市場化用戶、售電公司中長期合約電量按照中長期合約價格結算，日前市場申報量與中長期合約偏差部分按照日前市場價格結算。各時段實際用電量與日前市場申報電量偏差部分按照實時市場價格結算。
3.輔助服務結算
按照“誰受益，誰承擔”的原則，合理確定輔助服務費用承擔主體，建立用戶側與發電主體共同承擔系統輔助服務費用的機制。
4.結算周期
現貨市場實行“日清月結”，電力調度機構按要求將每日的電量電價信息推送至相關結算部門，由相關結算部門完成現貨市場日清算。相關結算部門按要求于次月完成上月現貨市場電量電費結算。
5.盈虧資金管理
在現貨市場試點建設階段，由于雙軌制偏差費用、退補聯動電費及力調電費、市場運營、機組啟動與空載費用、用戶側偏差收益、阻塞盈余、機組考核費用、分攤未付款項、四舍五入差額、規則或特殊處理機制等原因產生的不平衡資金均獨立記錄，根據國家有關指導意見和省內實際情況，分類明確疏導，在發、用側按相應比例分攤返還。
（十一）技術支撐系統
建設包含現貨市場技術支撐系統在內的完整江西電力市場技術支撐系統。江西電力市場技術支撐系統依據統一的“云架構+微應用”設計和標準化服務接口，涵蓋交易、調度、財務、營銷等業務模塊，相關模塊深度交互，共同組成新一代電力市場運營平臺，支撐江西電力市場體系運作。其中，現貨市場技術支撐系統主要集成現貨交易組織、出清、安全校核、阻塞管理、交易執行等功能。
（十二）信息發布與保密
按照信息保密要求和公開范圍不同，現貨市場信息分為公眾信息、公開信息、私有信息和依申請披露信息四類。市場主體應配合提供市場運營所必須的信息與參數，并對所提供信息的正確性負責。為保證市場信息安全，市場主體應按照各自的訪問權限對市場運營信息進行訪問，對于超出授權范圍的訪問需經過能源主管部門和監管機構審核批準。
市場主體、電力交易、電力調度機構應保證私有信息在保密期限內的保密性，嚴禁超職責范圍獲取或泄露私有信息。泄密事件涉及權益當事人的，該當事人可向電力監管機構提出對泄密責任人的申訴。
電力交易、電力調度機構根據有關規定，履行風險防控職責。根據國家能源局及其派出機構的監管要求，將相關信息系統接入電力監管信息系統，按照“誰運營、誰防范，誰運營、誰監控”原則，采取有效風險防控措施。對市場報價和運行情況、市場成員執行市場交易規則情況、市場主體在市場中份額占比等市場結構化指標情況、網絡阻塞情況、非正常報價等市場異常事件進行風險評估，采取市場風險防控措施。
電力交易機構經省能源主管部門授權開展市場主體運營評價體系建設，建立市場主體征信檔案，評價結果在電力交易平臺向社會公示，接受社會公開監督。
建立健全守信激勵和失信懲戒機制，市場主體發生違規行為受到處罰的，應計入其征信檔案。建立并完善黑名單制度，嚴重失信行為直接納入不良信用記錄，并向社會公示；嚴重失信且拒不整改、影響電力安全的，必要時可實施限制交易行為或強制退出市場，并納入國家聯合懲戒體系，與全國統一信用信息平臺進行信息共享。
當出現重大保電、電力供應短缺、電網發生嚴重故障、技術支持系統異常等情況時，可由省能源主部門、監管機構作出中止決定，并由電力交易機構向各市場成員發布。若事態緊急，電力調度機構可立刻中止市場運營，并及時報告省能源主部門、監管機構。電力交易機構及時將市場中止情況及原因向市場成員發布。
當中止條件解除，可恢復正常市場交易開展時，由省能源主管部門、監管機構作出市場恢復的決定，并通過電力交易平臺向各市場成員發布。
省能源主管部門、監管機構對電力現貨市場進行監管，依法依規按職責實施監管工作。當出現影響市場有序運作和公平公正的情況時，省能源主管部門、監管機構可以做出中止市場交易的決定，并向電力市場成員公布原因。對市場主體違反有關規定的，或者單一市場主體所占電力市場份額超過一定比例影響市場有效競爭的，可以采取中止其參與部分或全部市場交易品種等措施。
市場運營機構配合省能源主管部門、監管機構制定電力市場干預、中止和暫停期間的應急預案，用于市場干預、中止和暫停期間的市場運營等相關事宜。電力調度機構應保證市場應急期間電力系統正常運行。電力交易機構和電力調度機構應分別詳細記錄應急期間有關情況，并向省能源主管部門和監管機構報告。
（一）市場與計劃的銜接
在總量上，現貨市場建設過程中合理放開發用電計劃，保障發用電放開規模總體匹配。
在時段上，對于因優先用電曲線與優先發電曲線不匹配產生的不平衡資金，根據國家有關指導意見和省內實際情況在各類主體中合理疏導。
（二）中長期市場與現貨市場的銜接
跨省跨區中長期合約（包括政府間框架協議、國家跨省區分電計劃、跨省跨區市場化交易等）交易結果實物執行，視為省內現貨市場邊界條件。
省內電力中長期交易結果僅作為結算依據，不影響省內現貨市場全電量集中競爭的開展。為實現省內中長期市場與現貨市場的有效銜接，省內中長期合約應約定分時曲線。在試點初期，鼓勵市場主體自行約定中長期合約曲線。待市場主體適應中長期合約“曲線化”交易方式后，所有中長期合約均由市場主體自行約定曲線。
省間交易結果作為跨省跨區聯絡線計劃的一部分，視為省內現貨市場邊界條件。
（四）現貨電能量市場與輔助服務市場的銜接
現貨市場運行后，不再單獨組織開展省內深度調峰輔助服務交易，省內調峰輔助服務交易由現貨電能量市場替代。由發電側主體自主申報最小可調出力及相應電能量報價，通過現貨電能量市場引導市場主體主動調峰。
日前機組組合確定后，單獨開展調頻輔助服務交易，預留中標機組調頻容量。調頻市場中標機組剩余容量參與電能量市場。
在省內調節資源用盡的前提下，組織參與華中電力調峰輔助服務市場，進一步拓展省內新能源消納空間。
六、試點建設階段工作計劃
2021年1月，完成江西電力市場體系規則初稿，涵蓋市場管理、中長期交易、現貨交易、輔助服務、電費結算以及信息披露等內容。
2021年3月，在對規則進一步完善修改的基礎上，向各市場主體發布規則征求意見稿。
2021年6月，發布規則模擬運行稿，為江西電力現貨市場模擬運行提供制度依據。
2021年1月-2021年9月，完成現貨市場基礎平臺、應用功能模塊的開發、現場部署和聯調，完成系統的現場驗收和測試。
2020年12月-2021年三季度，舉辦若干期江西電力現貨市場宣貫培訓班，針對各類市場主體開展培訓，宣貫政策、理論、規則和技術支持系統使用方法。力爭2021年三季度開展江西電力現貨市場模擬運行。
七、保障措施
（一）省能源主管部門負責牽頭組織方案實施，貫徹落實國家發展改革委、國家能源局和省委省政府關于電力現貨市場建設決策部署，統籌推進江西電力現貨市場建設工作，牽頭組織各單位編制現貨市場建設方案和規則、梳理優先購電目錄，并建立相關配套機制。
（二）能源監管機構負責對市場主體市場操縱力、公平競爭、電網公平開放、交易行為等情況實施監管，對電力交易機構和電力調度機構執行市場規則情況實施監管。
（三）國網江西省電力有限公司負責江西電力現貨市場建設實施工作，積極開展電力現貨市場試點建設；配合省能源主管部門開展年度電力電量平衡預測及管理，年度等省間市場化購電及合同管理，跨省跨區送受電年度合約簽訂；根據電力交易機構提供的批發市場結算依據進行結算；負責用戶側計量數據采集傳輸、電費核算和電費收取。
（四）電力調度機構負責電力現貨市場相關技術支持系統的建設、運行、維護和管理，電力現貨市場的組織和運營；負責日前、日內負荷預測和平衡管理，機組組合安排、日前和實時現貨市場出清；負責輔助服務需求分析和交易組織，電力系統安全穩定管理及安全校核，市場風險防控與應急處置。
（五）電力交易機構負責電力交易平臺建設、運行、維護和管理；負責電力中長期市場組織運營,市場成員注冊管理以及現貨市場交易信息申報；負責出具批發市場結算依據；負責電力市場信息發布和運營評價管理。
來源： 能源運行處
文章來源：http://drc.jiangxi.gov.cn/art/2020/12/16/art_14590_2984158.html