目前，补贴资金来源以政府提供为主，未来随着电力市场机制的逐步完善，可参考辅助服务市场的成本分摊机制，按照谁提供、谁受益，谁使用、谁承担的原则建立电力需求响应的成本分摊机制。

在国网浙江电力调度控制中心的指导下，浙江电科院、温州供电公司、南瑞继保、华中科技大学、紧水滩电厂联合开展柔性励磁系统示范工程项目攻关。在能源转型背景下，电力系统面临高比例清洁能源、高比例电力电子装置的双高发展挑战，对常规电源机组及其励磁系统的支撑作用和灵活调节能力提出了更高要求。

柔性励磁系统能为温州电网提供更强的暂态电压支撑和抗扰动能力，有望作为关键技术措施推广至大型火电、燃气及调相机组中，在电源侧利用技术赋能挖掘内生资源，提高电网弹性承载能力。工程标志着基于IGBT的新一代励磁控制技术已从实验室研究走向工程应用，常规电源机组的涉网稳定控制能力得到本质提升。该示范工程于11月23日开始安装调试，11月30日一次性并网成功，并于12月4日通过带负荷连续运行考核。但常规静态励磁系统控制变量单一，在电网发生故障导致电压下降或发生次同步振荡时，强励输出能力和宽频振荡抑制能力有限。12月4日，柔性励磁系统百丈漈电厂示范工程顺利通过带负荷运行考核。

项目组充分发挥产学研用深度融合优势，创新应用了多电平拓扑技术、多变流器并联技术、暂态励磁强增技术与双通道阻尼控制技术，成功攻克了IGBT在励磁控制应用中的技术难点，解决了实际工程应用中的适配难题，大幅提升常规电源机组的暂态强励和宽频振荡抑制能力。运行结果表明，柔性励磁系统的运行稳定性、响应特性、调节速度、容错运行能力均满足国家及行业标准要求，并在顶值电压倍数、振荡阻尼水平、谐波抑制水平等核心指标方面具有显著优势。（八）参与市场化交易的电力用户应按时足额缴纳电费。

冬季（1、12月）高峰时段为16:00-21:00，其中17:00-19:00为尖峰时段，低谷时段为0:00-8:00，其余时段为平段。（二）各设区市电力运行主管部门及时做好通知和政策宣贯，组织做好电力用户准入资格复核，协调交易中存在的问题并及时报告。参与市场的电力用户应符合国家产业政策及节能环保要求。五、交易价格（一）参与电力市场化交易的电力用户购电价格由市场化交易价格、输配电价格（含线损、交叉补贴）、辅助服务费用、政府性基金及附加组成。

内部核算的市场主体经法人单位授权，可参与电力市场化交易。（五）交易结果出清及合同签订：电力用户、售电公司和发电企业达成意向性协议并通过调度机构安全校核。

发电企业在单笔电力交易中的售电量不得超过其剩余最大发电能力，购电量不得超过其售出电能量的净值。（二）未参与电力市场交易的经营性电力用户由电网企业承担保底供电责任，仍执行目录销售电价。负责汇总省内市场成员参与的各类交易合同，按月跟踪并向政府有关部门、监管机构报送各类市场主体电力中长期合同签订与履约情况。要加快与信用监管机构的对接，实现见证签约。

（一）用户申报分为两种途径：直接参与电力市场化交易的电力用户，由所在供电区域供电服务机构代理申报。用户准入目录在省发展改革委网站和江西电力交易平台发布。动态滚动申报时间为2021年2月、5月、8月每月20日前。完善银行履约保函违约担保和履约保证保险机制，保障交易结算落实到位。

同一投资主体控股的售电公司，全年代理用户参与市场化交易电量原则上不得超过全省市场化交易电量的20%，月度及月内市场化交易申报电量之和原则上不得超过全省月度及月内市场化交易总电量的20%。平价时段价格上限为0.4143元/千瓦时。

低谷时段价格上限为 0.245 元/千瓦时。江西电力交易中心组织各市场主体签订电力中长期电子合同，向江西省能源局报备并发布交易出清结果。

3、电量电价申报双边协商交易由市场主体自行协商后，通过电力交易平台确定各时段电量和电价。1、交易时段划分夏季（7、8月）高峰时段为18:00-23:00，其中20:00-22:00为尖峰时段。合理安排电网运行方式，落实月度发电计划的三公执行，保障电力市场正常运行。（一）常规交易按照中长期双边协商为主、月度集中交易为辅的原则，建立年度、月度、月内交易模式。（二）时段交易按照中长期双边协商为主、月度集中交易为辅的原则，建立年度、月度、月内交易模式，参与时段交易的电力用户和售电公司适当放宽偏差考核标准。（四）在年度、月度交易基础上，探索开展月内连续开市交易。

2021年起，参加月度交易的市场主体应于月度交易开市前完成市场注册、签订信用承诺书，当月新增的市场主体可参加次月月度交易。按时申报月度各时段市场化交易电量需求预测并及时调整。

2020年已入市的存量电力用户2021年可选择参与时段交易或者常规交易，鼓励具备条件的、年购电量500万千瓦时以上的电力用户参与时段交易。选择参与时段交易的电力用户，按照时段交易运行结算。

（六）电力调度机构负责安全校核，向江西电力交易中心提供安全约束边界等数据，配合江西电力交易中心履行市场运营职能。政府性基金及附加按照国家有关规定执行。

（七）各市场主体按规定披露市场信息，提高履约意识，公平竞争，营造规范有序的电力市场环境，规避杜绝不利电力市场发展的行为。（三）市场主体注册和交易方式确定：参加2021年年度交易的市场主体应于年度交易闭市前在江西电力交易平台完成市场注册、明确参与时段交易或常规交易、签订信用承诺书。如电力市场出现剧烈波动或突发情况，将调整或暂停时段交易等交易机制，保障市场平稳运行。（三）国网江西省电力有限公司做好市场化交易电力用户供电服务和电力可靠供应工作，配合完成电力用户市场准入及注册工作，提供2020年典型工作日、节假日电力负荷曲线，预测非市场化电力用户分时段电力、电量需求等。

（三）参与电量分时段市场化交易的电力用户不再执行峰谷电价。（三）电力用户按照有序放开原则，放开10千伏及以上电压等级大工业、省级及以上工业园区、国家增量配售电业务改革试点区域电力用户及2020年年用电量在1000万千瓦时及以上的一般工商业电力用户发用电计划，电力用户全年全电量参与电力市场化交易。

35千伏及以上电压等级电力用户可自主选择直接参与市场化交易或者委托售电公司代理参与市场化交易。具备分时段计量能力或者替代技术手段，满足市场计量和结算的要求。

从江西省发改委获悉：为做好2021年全省电力市场化交易和市场建设各项工作，江西省能源局日前印发2021年全省电力市场化交易实施方案的通知。（五）江西电力交易中心负责市场化交易的具体实施。

对年度中长期合同签约电量超过前三年用电量平均值80%的电力用户和售电公司适当放宽偏差考核标准。组织披露市场交易信息，配合做好江西电力市场主体运营评价等工作，有关情况及时报告省能源局、国家能源局派出机构。2、时段价格上限高峰时段价格上限为0.61元/千瓦时。当市场化交易电量规模超出预期，为保障江西电网安全稳定运行、电力安全有序供应，留足统调火电机组调峰调频等必开电量，可适时停止电力用户动态滚动准入工作。

预计2021年全年市场化交易电量规模不低于600亿千瓦时。月度集中交易由发电侧根据自身发电能力在电力交易平台报出各时段电量和电价，用电侧根据自身用电需求在电力交易平台购买各时段电量。

（四）市场化交易价格由市场主体通过交易平台形成，第三方不得干预。发电侧市场化合同偏差采用上下调预挂牌机制处理。

二、市场主体及其准入条件市场主体应当是具有法人资格、财务独立核算、信用良好、能够独立承担民事责任的经济实体。完成并网商业化运行并取得电力业务许可证（发电类）、纳入省级以上统一调度管理的常规火电机组。