江西电力现货市场建设方案：建设调频辅助服务市场、组织参与调峰辅助服务市场

北极星储能网获悉，江西省发改委日前发布了《关于征求江西电力现货市场建设方案意见的函》，方案中称，试点建设期（2021-2022年）建立与现货电能量市场相匹配的辅助服务机制。建设调频辅助服务市场，调频辅助服务市场采用集中竞价方式开展，与现货电能量市场协调出清，保留必要的调频容量。日前、实时电能量交易以及调频辅助服务交易均采用分时边际电价机制。合理确定辅助服务费用承担主体，建立用户侧与发电主体共同承担系统辅助服务费用的机制。在省内调节资源用尽的前提下，组织参与华中电力调峰辅助服务市场，进一步拓展省内新能源消纳空间。详情如下：

江西省发展改革委关于征求江西电力现货市场建设方案意见的函

各设区市发展改革委（能源局），赣江新区经发局，上饶市工信局，国网江西省电力有限公司，国家电投江西公司、国家能源集团江西公司、华能江西分公司、大唐江西分公司、省投资集团公司，国华九江公司，江西电力交易中心有限公司，各有关市场主体：

根据国家发展改革委《电力现货市场建设方案编制工作指引》相关要求，省发展改革委编制了《江西电力现货市场建设方案（征求意见稿）》，现公开征求意见，请各单位于2020年12月21日前书面反馈意见至省发展改革委。

联系人：王岩；联系方式：0791-88915241，nyjjx2009@126.com

附件：江西电力现货市场建设方案（征求意见稿）

2020年12月15日

江西电力现货市场建设方案（征求意见稿）

为深入贯彻《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（中发〔2015〕9号）及其配套文件精神，落实国家关于非试点省份加快推动电力现货市场建设相关要求，建立以中长期交易为主、现货交易发挥重要作用的电力市场，提升电力资源优化配置和电网运行效率，结合江西实际，制定本方案。

一、总体要求

（一）指导思想

以习近平新时代中国特色社会主义思想为指导，根据党中央关于深化电力体制改革的总体要求，进一步深化电力体制改革，遵循社会主义市场经济规律和电力工业发展规律，坚持“安全、协调、统筹、务实、共赢”的原则，构建符合江西实际的电力现货市场，发挥市场在资源配置中的重要作用，保障电力供需平衡和电网安全稳定运行。

（二）基本原则

坚持安全可靠。在保障电网安全稳定运行、电力可靠供应的基础上，遵循电网运行客观规律和江西电网实际，因地制宜，构建与江西电网格局相适应的电力现货市场，实现电网安全运行与市场有序运作的统一。

坚持协调发展。以市场化方式激励各类型电源参与电网调节，充分考虑风电、光伏等新能源发电特性，推动传统电源转变发展定位，调动各类电源参与辅助服务市场的积极性，促进传统能源和新能源协调发展，最大程度提高电力系统效率，努力达到社会效益和环境效益最优。

坚持统筹有序。统筹处理好市场交易与电网安全稳定运行、电力安全有序供应和优先发电购电之间的关系，协调处理好省间市场与省内市场、中长期与现货交易、电能量与辅助服务、新能源消纳与电力市场之间的关系，总体设计、分步实施，积极稳妥、有序推进。

坚持务实高效。以解决实际问题、推动改革进程为切入点，着力构建适合江西电源结构、主体多元、竞争有序的电力市场体系，充分发挥市场在资源配置中的决定性作用，提升电力系统运行效率。

坚持开放共赢。在编制现货市场建设方案、制定运营规则过程中，做到公开、公平、公正，广泛听取各方意见和建议，统筹兼顾各方诉求，通过合理的市场机制体系设计，实现市场改革红利共享，多方共赢。

（三）总体目标

按照“统一市场、两级运作”整体框架，坚持积极稳妥、分阶段实施建设原则，结合江西省电网实际运行特点，以问题为导向，建设现货市场技术支持系统、电力电量平衡机制和价格机制。逐步构建“中长期交易规避风险，现货市场发现价格，交易品种齐全，交易功能完善”的电力市场体系，促进电力系统安全稳定运行、电力可靠有序供应，实现能源资源大范围优化配置。

二、基本情况

（一）电力系统概况

1.电网现状

江西电网位于华中电网东南部，外部通过三回500千伏线路与湖北电网相连，内部基本形成以500千伏为骨干、220千伏为支撑的电网体系。500千伏“两纵四横五环网”骨干网架已基本形成，220千伏变电站基本实现“县县覆盖”。

2.装机规模

截至2020年11月，江西统调装机容量2971万千瓦，其中：火电装机2026万千瓦，占比68.2%；水电装机332万千瓦，占比11.2%；光伏发电装机208万千瓦，占比7%；风电装机405万千瓦，占比13.6%。

3.电力消费

江西用电需求整体呈现“体量小、增长快、紧平衡”的特点。“十三五”期间，全省全社会用电量保持快速增长，“十三五”前四年年均增长率在9%以上，2019年全社会用电量达到1536亿千瓦时，全社会发电量1403亿千瓦时，累计购省外电量137.16亿千瓦时。

4.新能源消纳

2019年江西电网全口径风电发电量51亿千瓦时；全口径光伏发电量30亿千瓦时，截止目前江西电网风电、光伏发电量均全额消纳。

（二）电价体系

江西电价体系分为上网电价、销售电价和输配电价。上网电价按电源类型分为火电、水电、和新能源三大类，其中，燃煤机组上网电价执行“基准价+上下浮动”的市场化价格机制；水电机组根据装机容量和调节能力执行分档上网电价；风电、光伏等新能源机组执行国家规定的标杆上网电价。销售电价按用电性质分为居民生活用电、农业生产用电和工商业及其他用电。大工业用电实行两部制电价，一般工商业用电及其他用电实行单一制电价。

（三）中长期交易开展情况

2014年以来，江西认真贯彻国家电力市场化交易各项工作部署，结合江西实际，稳步有序推进江西电力市场建设。通过建立健全电力中长期市场规则体系，规范市场交易行为，有序放开发用电计划，积极培育市场主体竞争意识，江西电力市场交易规模不断扩大、市场主体数量不断增加、市场交易体系不断完善。截止目前，参与江西电力市场化交易发电企业14家、售电公司86家、电力用户8808家，累计完成市场化交易电量超1500亿千瓦时，降低企业用电成本超23亿元。

2020年，江西首次实行市场化交易“全年全电量”、“月结月清，月度偏差考核”模式，按照“年度+月度+月内”交易周期常态化组织交易，进一步缩短交易周期、丰富交易品种，采用上下调预挂牌机制进行处理发电侧市场化合同偏差。探索建立分时段市场化交易机制，基于各季节、各时段用电特性差异，将电力中长期交易单一时段分解为“尖、峰、平、谷”四个时段，7-9月组织开展为期3个月的模拟运行，通过市场价格信号引导需求侧主动错峰用电、缓解江西电力供需紧张形势做了有益的探索。

三、分阶段建设目标

按照“总体设计、分步实施”原则，江西电力现货市场建设分为试点建设期和中远期两个阶段实施。

（一）试点建设期（2021-2022年）

试点建设阶段为现货市场试点建设工作开启后两年内，选择“集中式+节点边际电价+发电侧报量报价”的市场模式，主要建设目标和实施路线为：

一是建立中长期合约“曲线化”交易机制。中长期分解曲线经双方协商一致后确定，可选择自定义曲线或典型曲线，实现中长期交易与现货交易相衔接。

二是建立日前、实时电能量交易机制。日前电能量市场采用全电量申报、集中优化出清方式，日内实时平衡机制采用基于日前封存的发电侧单边报价、全电量集中优化出清方式，形成分时价格信号，发现电能商品时间价值；出清模型以全电量集中优化方式，同步考虑机组物理特性和电网安全约束，依据电网阻塞情况形成节点边际电价，体现电能商品空间价值。通过构建日前、实时现货交易机制，进一步实现电力调度机构优化安排电网运行的市场化和程序化。

三是建立与现货电能量市场相匹配的辅助服务机制。建设调频辅助服务市场，调频辅助服务市场采用集中竞价方式开展，与现货电能量市场协调出清，保留必要的调频容量。

四是建立燃煤发电机组竞争、新能源和用户侧参与交易方式。日前现货交易环节，统调燃煤机组“报量报价”，参与竞价；用户“报量不报价”，每个交易时段以用户申报的用电量作为结算依据。初期新能源暂不参与现货市场，逐步探索新能源机组超出保障性利用小时部分按“报量不报价”方式参与现货市场。

五是建立科学合理的容量成本补偿机制。根据省内实际情况，合理确定发电机组有效容量，合理制定发电机组单位容量补偿费用以及相应结算机制，实现容量补偿机制与现货市场有效衔接，充分体现现货市场以变动成本竞争的本质，有序引导发电容量投资，优化资源配置。

六是建立与现货市场相匹配的结算机制。中长期合约作为结算依据锁定收益、规避风险，中长期合约曲线与日前现货市场出清结果之间偏差的部分按照日前现货市场价格结算，日前现货市场出清结果和实时市场实际发用电曲线之间偏差的部分按照实时现货市场价格结算。

七是建立现货市场配套机制。构建现货市场监管指标体系、市场力检测机制、信用评估和信息发布机制，确保市场平稳有序运作。

（二）中远期（2023年及以后）

试点建设阶段目标基本达成后，开始中远期阶段建设。包括探索输电权、容量市场等交易机制；引入新能源和用户“报量报价”，扩大发电侧竞价范围，实行发用两侧双边竞价；丰富辅助服务市场交易品种，建设备用辅助服务市场，实现电能、备用、调频辅助服务一体优化、联合出清等。

四、试点建设阶段市场体系

（一）市场模式

江西电力市场以中发9号文配套文件《关于推进电力市场建设的实施意见》（发改经体〔2015〕2752号）中提出的“集中式市场”为基本框架，采用全电量竞价模式。在交易规模方面，以中长期交易为主，现货交易发挥重要作用。在功能定位方面，以中长期交易规避风险、锁定收益，以现货交易发现价格、调节供需，通过市场化方式保障电力平衡。

（二）市场架构

江西电力市场包括批发市场和零售市场。批发市场涵盖中长期市场和现货市场。现货市场包括电能量市场和辅助服务市场。

电能量市场分为日前、实时两级市场，市场模型采用全电量集中优化方式，考虑机组物理特性和电网安全约束进行边际出清，根据阻塞情况以节点边际电价确定发用两侧分时电力价格。

辅助服务方面，建立与现货电能量市场相匹配的调频辅助服务市场。

（三）市场成员

市场成员包括市场主体、电网企业和市场运营机构。

市场主体包括在电力交易机构注册并满足电力现货市场准入条件的各类发电企业、电力用户、售电公司、独立辅助服务提供者等。

电网企业在试点建设阶段指国网江西省电力有限公司，市场发展成熟后还包括增量配电网企业。增量配电网企业负责其运营范围内用户侧计量数据采集传输、向用户侧收取费用，向其接入的上级电网企业缴纳相关费用，由上级电网企业负责与发电侧清分。电网企业作为输配电服务提供者，不参与市场损益分配，其供电可靠性纳入输配电收入监管范畴。

市场运营机构指江西电力调度控制中心（以下简称电力调度机构）和江西电力交易中心有限公司（以下简称电力交易机构）。电力调度机构负责电力现货、辅助服务等市场交易组织、出清结果安全校核等。电力交易机构负责市场主体注册管理、中长期交易组织、出具批发市场结算依据、统筹合同管理、信息披露、市场主体运营评价等工作。

（四）参与现货市场的方式

统调火电企业：统调燃煤机组采用“报量报价”方式参与现货市场。

新能源企业：初期，新能源机组不参与现货市场，其发电出力作为现货市场出清边界。逐步探索新能源机组超出保障性利用小时部分按“报量不报价”方式参与现货市场。

水电和其它类型发电企业：水电机组不参与现货市场，其发电出力作为现货市场出清边界。自备电厂以及燃气、生物质、垃圾发电等非统调机组暂不参与现货市场。

电力用户和售电公司：采用“报量不报价”方式参与现货市场。合理确定用电侧参与现货市场的规模。

（五）中长期市场

1.省间中长期交易

省间中长期交易（跨省跨区中长期合约）包括省间国家指令性计划、政府间协议和市场化省间交易。市场化省间交易包括年度、季度和月度交易。

2.省内中长期交易

省内中长期市场采用集中交易和场外协商交易互补，提供年度、月度、周等交易品种。

优先发电电量、基数电量视为厂网双边交易电量，执行政府批复的上网电价，视为中长期合约电量。在此基础上，结合省内确定的电力直接交易规模，开展年度、月度、月内短期市场化交易和合同转让交易，组织方式包括双边协商、集中竞价、挂牌交易等。

为实现省内中长期市场与现货市场的有效衔接，现货市场运行后省内中长期合约应约定分时曲线，同时可丰富与现货市场相匹配的省内中长期交易品种和交易方式，为市场主体调整中长期合约曲线提供手段。

3.安全校核

各发电企业参与省间和省内中长期市场的净合约量，不得超过其合约期内的实际发电能力。

省间中长期交易需进行安全校核。按照统一调度、分级管理的原则，各级调度按调管范围负责输电线路的安全校核阻塞管理等。

现货市场运行后，电力调度机构采用安全约束经济调度程序安排机组日前、实时发电计划。

4.中长期交易结算曲线

各发电企业省内年度中长期市场化合约须分解至月。电力交易机构负责汇总各发电企业的省内市场中长期交易的分月计划以及省内月度交易电量，得到各发电企业的月度中长期合约电量。

在考虑机组检修计划等因素的基础上，电力调度机构将各发电企业的月度交易结算电量按规则分解至每日。发电企业参与省内月内短期交易的，需更新月内剩余各日的中长期合约电量并分解至每日。

在现货市场申报前，各发电企业的日结算电量需分解为执行日的分时电量结算曲线。结算曲线由发电企业与电力用户、售电公司自行协商确定，未协商确定的由电力调度机构按规则进行分解。

电力市场运营机构将分解至每日的各机组中长期交易结算曲线作为私有信息向该电厂公布，作为该电厂开展中长期交易与现货交易偏差结算的基准曲线。

（六）现货市场

1.日前电能量市场

日前电能量市场（简称“日前市场”）进行全电量优化，电力调度机构以社会福利最大化为目标，考虑机组物理特性和电网安全约束，实施市场出清计算，形成日前开机组合、机组日前发电计划曲线和节点边际电价。

（1）边界条件

日前市场边界条件包含以下部分：省间联络线送入电力曲线，因安全约束、电压支撑的必开必停机组，新能源机组申报的次日发电预测曲线，次日水电机组发电曲线，电网拓扑，次日系统、母线负荷预测等。

（2）市场申报

参与现货市场竞价的各发电企业以机组为单位进行申报，申报内容包括机组启动费用、不同状态下启动时间、发电量价曲线、机组最大和最小技术出力、爬坡速率等。

参与现货市场用户、售电公司等用电侧主体申报次日用电负荷计划曲线。

（3）出清

电力调度机构将次日系统负荷预测曲线、母线负荷预测曲线、联络线受电计划、机组运行参数、线路运行参数等作为输入信息，根据其他边界条件和机组申报信息，以社会福利最大化为目标，考虑机组上下出力限值、爬坡速率等物理特性以及全网备用需求、断面输送限额等安全约束，通过安全约束机组组合（SCUC）和安全约束经济调度（SCED）程序进行日前市场出清，形成日前机组组合、各机组日前96点发电计划（以15分钟为时间间隔）以及分时价格。

2.实时电能量市场

电力调度机构依据超短期负荷预测和新能源发电预测，通过实时电能量市场（以下简称“实时市场”）出清形成各机组实时发电计划，从而调整日前预测与日内实时运行的偏差，确保电力实时平衡。

（1）边界条件

实时市场边界条件包含以下部分：日前市场形成的机组组合、日内超短期负荷预测和新能源发电预测、日内联络线送入电力曲线等。

（2）市场申报

实时市场直接沿用日前市场报价，无需单独申报。

（3）出清计算

电力调度机构根据边界条件和封存的机组日前报价，以社会福利最大化为目标，考虑机组上下出力限值、爬坡速率等物理特性以及全网备用需求、断面输送限额等安全约束，通过安全约束经济调度（SCED）程序进行实时市场出清，形成机组实时发电计划和节点边际电价。

3.辅助服务市场

建设与现货市场相匹配的调频辅助服务市场。调频辅助服务市场按照集中竞价、边际出清的方式组织开展。

（七）容量成本补偿

为优化存量电力资源高效运行，引导增量电力资源合理布局，在试点建设阶段通过对单位容量补偿标准和各发电机组可补偿容量的核算，实现对发电容量成本的合理补偿，回收部分固定成本，激励合理的发电投资，避免造成周期性发电过剩和短缺，确保发电容量保持一定充裕度。

（八）价格

1.现货市场定价

日前、实时电能量交易以及调频辅助服务交易均采用分时边际电价机制。

日前、实时电能量市场采用节点边际电价。发电侧以其对应的节点电价作为现货电能量市场价格，用户侧价格为发电侧加权平均电价。参与市场的用户用电价格由电能量市场价格、输配电价、政府基金及附加、辅助服务分摊、不平衡资金等构成。

因电网安全约束的必开机组，其必发最小出力视为现货市场边界条件，不参与竞价，价格选取核定的成本电价和市场出清价格中更高者。必发最小出力以上部分参与竞价，价格为市场出清价。

2.市场限价

为保障现货市场的平稳运行，避免市场价格大幅波动，综合考虑发电企业经营、市场用户用能成本等因素，由省能源主管部门、价格主管部门和监管机构设置市场申报价格上下限。

（九）计量

参与交易的发电企业、用电企业的关口计量点，原则上应设在产权分界点，产权分界点无法安装计量装置的，需要考虑相应的变（线）损。

所有计量装置按国家有关计量规定和市场规则进行管理和定期校验，并具备以小时为周期的分时电力电量计量能力、定时采集推送能力，具备可查询功能。

（十）结算

1.发电侧电能结算

跨省跨区中长期交易（包括政府间框架协议、国家跨省区分电计划等）按照合约价格结算。

发电侧省内市场化交易电费包括中长期合约电量电费、中长期合约阻塞电费、日前市场偏差电量电费和实时市场偏差电量电费。中长期合约电量电费按照中长期合约价格、中长期合约电量结算。中长期合约阻塞电费按照日前节点边际电价和发电侧加权平均电价的差值、中长期合约电量结算。日前市场偏差电量电费按照日前市场价格、日前市场出清结果与中长期合约曲线偏差电量结算。实时市场偏差电量电费按照实时市场价格、实际发电曲线与日前市场出清结果偏差电量结算。

2.用电侧电能结算

市场化用户、售电公司中长期合约电量按照中长期合约价格结算，日前市场申报量与中长期合约偏差部分按照日前市场价格结算。各时段实际用电量与日前市场申报电量偏差部分按照实时市场价格结算。

3.辅助服务结算

按照“谁受益，谁承担”的原则，合理确定辅助服务费用承担主体，建立用户侧与发电主体共同承担系统辅助服务费用的机制。

4.结算周期

现货市场实行“日清月结”，电力调度机构按要求将每日的电量电价信息推送至相关结算部门，由相关结算部门完成现货市场日清算。相关结算部门按要求于次月完成上月现货市场电量电费结算。

5.盈亏资金管理

在现货市场试点建设阶段，由于双轨制偏差费用、退补联动电费及力调电费、市场运营、机组启动与空载费用、用户侧偏差收益、阻塞盈余、机组考核费用、分摊未付款项、四舍五入差额、规则或特殊处理机制等原因产生的不平衡资金均独立记录，根据国家有关指导意见和省内实际情况，分类明确疏导，在发、用侧按相应比例分摊返还。

（十一）技术支撑系统

建设包含现货市场技术支撑系统在内的完整江西电力市场技术支撑系统。江西电力市场技术支撑系统依据统一的“云架构+微应用”设计和标准化服务接口，涵盖交易、调度、财务、营销等业务模块，相关模块深度交互，共同组成新一代电力市场运营平台，支撑江西电力市场体系运作。其中，现货市场技术支撑系统主要集成现货交易组织、出清、安全校核、阻塞管理、交易执行等功能。

（十二）信息发布与保密

按照信息保密要求和公开范围不同，现货市场信息分为公众信息、公开信息、私有信息和依申请披露信息四类。市场主体应配合提供市场运营所必须的信息与参数，并对所提供信息的正确性负责。为保证市场信息安全，市场主体应按照各自的访问权限对市场运营信息进行访问，对于超出授权范围的访问需经过能源主管部门和监管机构审核批准。

市场主体、电力交易、电力调度机构应保证私有信息在保密期限内的保密性，严禁超职责范围获取或泄露私有信息。泄密事件涉及权益当事人的，该当事人可向电力监管机构提出对泄密责任人的申诉。

（十三）风险防控

电力交易、电力调度机构根据有关规定，履行风险防控职责。根据国家能源局及其派出机构的监管要求，将相关信息系统接入电力监管信息系统，按照“谁运营、谁防范，谁运营、谁监控”原则，采取有效风险防控措施。对市场报价和运行情况、市场成员执行市场交易规则情况、市场主体在市场中份额占比等市场结构化指标情况、网络阻塞情况、非正常报价等市场异常事件进行风险评估，采取市场风险防控措施。

电力交易机构经省能源主管部门授权开展市场主体运营评价体系建设，建立市场主体征信档案，评价结果在电力交易平台向社会公示，接受社会公开监督。

建立健全守信激励和失信惩戒机制，市场主体发生违规行为受到处罚的，应计入其征信档案。建立并完善黑名单制度，严重失信行为直接纳入不良信用记录，并向社会公示；严重失信且拒不整改、影响电力安全的，必要时可实施限制交易行为或强制退出市场，并纳入国家联合惩戒体系，与全国统一信用信息平台进行信息共享。

（十四）市场干预与中止

当出现重大保电、电力供应短缺、电网发生严重故障、技术支持系统异常等情况时，可由省能源主部门、监管机构作出中止决定，并由电力交易机构向各市场成员发布。若事态紧急，电力调度机构可立刻中止市场运营，并及时报告省能源主部门、监管机构。电力交易机构及时将市场中止情况及原因向市场成员发布。

当中止条件解除，可恢复正常市场交易开展时，由省能源主管部门、监管机构作出市场恢复的决定，并通过电力交易平台向各市场成员发布。

（十五）市场监管

省能源主管部门、监管机构对电力现货市场进行监管，依法依规按职责实施监管工作。当出现影响市场有序运作和公平公正的情况时，省能源主管部门、监管机构可以做出中止市场交易的决定，并向电力市场成员公布原因。对市场主体违反有关规定的，或者单一市场主体所占电力市场份额超过一定比例影响市场有效竞争的，可以采取中止其参与部分或全部市场交易品种等措施。

市场运营机构配合省能源主管部门、监管机构制定电力市场干预、中止和暂停期间的应急预案，用于市场干预、中止和暂停期间的市场运营等相关事宜。电力调度机构应保证市场应急期间电力系统正常运行。电力交易机构和电力调度机构应分别详细记录应急期间有关情况，并向省能源主管部门和监管机构报告。

五、试点建设阶段市场衔接

（一）市场与计划的衔接

在总量上，现货市场建设过程中合理放开发用电计划，保障发用电放开规模总体匹配。

在时段上，对于因优先用电曲线与优先发电曲线不匹配产生的不平衡资金，根据国家有关指导意见和省内实际情况在各类主体中合理疏导。

（二）中长期市场与现货市场的衔接

跨省跨区中长期合约（包括政府间框架协议、国家跨省区分电计划、跨省跨区市场化交易等）交易结果实物执行，视为省内现货市场边界条件。

省内电力中长期交易结果仅作为结算依据，不影响省内现货市场全电量集中竞争的开展。为实现省内中长期市场与现货市场的有效衔接，省内中长期合约应约定分时曲线。在试点初期，鼓励市场主体自行约定中长期合约曲线。待市场主体适应中长期合约“曲线化”交易方式后，所有中长期合约均由市场主体自行约定曲线。

（三）省间交易与现货市场的衔接

省间交易结果作为跨省跨区联络线计划的一部分，视为省内现货市场边界条件。

（四）现货电能量市场与辅助服务市场的衔接

现货市场运行后，不再单独组织开展省内深度调峰辅助服务交易，省内调峰辅助服务交易由现货电能量市场替代。由发电侧主体自主申报最小可调出力及相应电能量报价，通过现货电能量市场引导市场主体主动调峰。

日前机组组合确定后，单独开展调频辅助服务交易，预留中标机组调频容量。调频市场中标机组剩余容量参与电能量市场。

在省内调节资源用尽的前提下，组织参与华中电力调峰辅助服务市场，进一步拓展省内新能源消纳空间。

六、试点建设阶段工作计划

（一）规则编制

2021年1月，完成江西电力市场体系规则初稿，涵盖市场管理、中长期交易、现货交易、辅助服务、电费结算以及信息披露等内容。

2021年3月，在对规则进一步完善修改的基础上，向各市场主体发布规则征求意见稿。

2021年6月，发布规则模拟运行稿，为江西电力现货市场模拟运行提供制度依据。

（二）规则宣贯与模拟运行

2021年1月-2021年9月，完成现货市场基础平台、应用功能模块的开发、现场部署和联调，完成系统的现场验收和测试。

2020年12月-2021年三季度，举办若干期江西电力现货市场宣贯培训班，针对各类市场主体开展培训，宣贯政策、理论、规则和技术支持系统使用方法。力争2021年三季度开展江西电力现货市场模拟运行。

七、保障措施

（一）省能源主管部门负责牵头组织方案实施，贯彻落实国家发展改革委、国家能源局和省委省政府关于电力现货市场建设决策部署，统筹推进江西电力现货市场建设工作，牵头组织各单位编制现货市场建设方案和规则、梳理优先购电目录，并建立相关配套机制。

（二）能源监管机构负责对市场主体市场操纵力、公平竞争、电网公平开放、交易行为等情况实施监管，对电力交易机构和电力调度机构执行市场规则情况实施监管。

（三）国网江西省电力有限公司负责江西电力现货市场建设实施工作，积极开展电力现货市场试点建设；配合省能源主管部门开展年度电力电量平衡预测及管理，年度等省间市场化购电及合同管理，跨省跨区送受电年度合约签订；根据电力交易机构提供的批发市场结算依据进行结算；负责用户侧计量数据采集传输、电费核算和电费收取。

（四）电力调度机构负责电力现货市场相关技术支持系统的建设、运行、维护和管理，电力现货市场的组织和运营；负责日前、日内负荷预测和平衡管理，机组组合安排、日前和实时现货市场出清；负责辅助服务需求分析和交易组织，电力系统安全稳定管理及安全校核，市场风险防控与应急处置。

（五）电力交易机构负责电力交易平台建设、运行、维护和管理；负责电力中长期市场组织运营,市场成员注册管理以及现货市场交易信息申报；负责出具批发市场结算依据；负责电力市场信息发布和运营评价管理。