受省内煤电建设进度滞后于规划预期、跨省跨区通道输送能力不足、全社会用电量增速较快等因素影响，近2年江西省电力供需形势十分严峻。

4月江西全社会用电量同比增长5.91%，5月全社会用电量增速同比超过8%，远远高于全国平均水平。

汇电小云获悉，2020年江西全省统调发电装机容量2543万千瓦，外购电力220万千瓦，预计全省最大可供负荷为2290万千瓦，迎峰度夏期间全省最大电力需求约2500万千瓦，存在210万千瓦的电力缺口。

为积极应对用电高峰时期电力供应紧张形势，有效利用市场化手段引导用户移峰填谷，促进电力用户积极开展需求侧管理，2020年江西将试行带时标的电能量块市场化交易，试行“交易+保供”工作挂钩等机制。

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试行带时标的电能量块市场化交易

江西省能源局日前下发了《江西省2020年分时段市场化交易模拟运行方案（征求意见稿）》，方案中称，2020年江西省能源局探索建立带时标的电力能源块（以下简称“分时段”）市场化交易，2020年7-9月份开展分时段市场化交易模拟运行，适时启动结算试运行。

分时段市场化交易，就是根据电网负荷特性，将一年分为四个时段，每天又分为24个时段，每个时段设置限价，电力用户或售电公司和发电企业通过双边协商和集中竞价等市场化手段，确定各个时段电量电价。

交易时段划分为A、B、C、D，A时段价格上限为0.6元，B时段价格上限为0.4143元，C时段价格上限为0.24元，D时段价格上限为0.9元。

模拟交易结算方式采用“月结月清、月度偏差考核”方式，分时段市场化交易模拟结算按各时段分别进行，各时段允许偏差不超过±10%，连续3个月超出偏差范围的纳入市场主体运营评价记录存档。

交易机制上，年度补充交易采用双边协商形式，月度、月内交易采用集中交易方式，每月按需组织开展事前、事后合同转让交易等调整偏差。

分时段市场化交易，一是通过价格信号，引导电力用户用能习惯，疏导省内电力供需；二是电力中长期电量交易向带曲线的电力交易转变，为电力现货市场推进打好基础。

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试行“交易+保供”工作挂钩机制

2020年，江西省将企业参与电力市场化交易电量和参与需求侧管理的错避峰电量进行挂钩，引导企业改变粗放型用电方式，通过采取高峰时段停限部分设备使用等电力需求侧管理措施，实现转移高峰用电负荷。具体来讲：

错避峰执行不到位累计达到3（天）次，市场化交易电量80%按交易电价结算，20%按目录电价结算；

……

错避峰执行不到位累计达到7（天）次，市场化交易电量80%按交易电价结算，20%按目录电价结算；

有序用电执行结束后，用户执行不到位（天）次数占有序用电执行天数超过50%的，迎峰度夏（度冬）期间全部交易电量按照目录电价追溯结算；超过80%的，全年交易电量按照目录电价追溯结算，同时暂停下一年电力市场化交易资格，由电网企业提供保底供电服务。

售电公司也协同承担责任。售电公司代理用户参与电力市场化交易，应提供售电服务，帮助用户落实需求侧管理措施。对错避峰执行不到位的电力用户，相应扣减售电公司代理销售费。

电力市场主体需特别重视“交易+保供”工作挂钩机制。错避峰执行不到位，轻则部分电量目录电价结算，重则全年交易电量目录电价结算，暂停下年市场交易资格，代理售电公司收益也要相应扣减。

带时标的电能量块市场化交易，“交易+保供”工作挂钩机制，两套机制的基础是电网企业生产运营业务系统采集数据能力建设。国网江西电力公司要更新完善抄表计量系统，将市场化用户的分时段电量和负荷数据汇总并分析，为机制正常平稳运行提供技术支撑。