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既要质量提升，更要价值引领。
对于规划外新增的不确定性较大、时效性要求较高的国家政策性专项或其他重大变化，规划编制部门可按程序对规划项目进行调整，相关单位按照决策部署和实际需要及时组织实施。一是加强电网规划与电力体制改革的衔接。
同时强化定额测算核定、造价管理等工作对电网投资成本控制的作用。考虑到各省级电网规模的差异性，明确省级能源主管部门可依据实际情况，进一步研究确定各省电网规划编制深度。另一方面体现了电网规划与电力市场建设的有效衔接，要求电网规划要适应电力体制改革要求，按照市场化原则，遵循市场主体选择，合理安排跨省跨区输电通道等重大项目。为实现电网规划对提供输配电服务所需投资的合理覆盖，与输配电价核定政策进一步衔接，《通知》将电网规划覆盖范围按照相关性和合理性原则进行适度扩展。五是开展电网项目动态监管。
国家发展改革委、国家能源局日前联合印发《关于加强和规范电网规划投资管理工作的通知》，从统筹规划、投资管理和事后评价三个环节入手，进一步明确了电网项目规划投资相关要求，规范电网投资项目管理。电网规划项目从原有的基建项目扩展为基建项目和技术改造项目两类，项目类型进一步涵盖输变电工程、信息化、智能化、客户服务，以及合理的运营场所和生产工器具等。从生产侧看，国家能源局组建工作专班，加大协调力度，积极组织煤电油气企业统筹推进疫情防控和安全供应，有力保障重点地区、重点场所能源需求，确保能源供需衔接有序。
上半年，6000千瓦及以上发电装机规模同比增长5.3%，清洁能源消纳持续好转，风电、光伏发电利用率分别达到96.1%、97.9%，同比上升0.8、0.3个百分点。煤炭产量稳步增长，进入二季度，煤炭生产延续3月下旬以来良好态势，日产量保持在1000万吨左右。一产和居民生活用电今年以来持续稳步增长，上半年同比分别增长8.2%和6.6%。加快实施《环渤海地区液化天然气储运体系建设实施方案（20192022）》。
截至目前，张北柔性直流工程、云贵互联通道工程已建成投产，其余工程正在抓紧建设。组织重点地区建立工作联系机制，汇总建设煤矿复工进展情况，及时研究协调煤矿复工存在的问题，目前复工复产率达92.1%。
四、煤矿项目建设有序推进充分发挥项目投资拉动作用，督促各地落实分区分级精准复工复产要求，加强用工、用地、资金等要素保障，在确保疫情防控到位的前提下，组织相关企业加快煤矿项目前期工作，有序推动在建和新开工大型煤矿项目建设。三产用电受疫情冲击较大，但5月份实现年内首次正增长，增速3.6%，6月份用电增速进一步提高到7%。石油企业积极克服疫情、超低油价的双重影响，按照既定计划稳步推进生产建设投资，持续强化上游投资力度，确保国内油气增储上产。2.积极完善各省（区、市）主网架规划建设。
加快解决居民小区有序充电、老旧小区充电设施建设难、充电设施安全隐患等热点问题，切实提升充电保障能力。国家能源局全力做好六稳工作、落实六保任务全国能源生产消费逐步回升今年上半年，国家能源局深入贯彻党中央、国务院关于统筹推进疫情防控和经济社会发展的重大决策部署，紧紧围绕六稳工作和六保任务，在常态化疫情防控中做好能源发展改革工作，为恢复经济社会秩序、促进经济平稳运行发挥了有力作用。加快推进2020年度天然气领域管道、储气库和LNG接收站等重大工程项目建设。一、全国能源生产消费逐步回升从消费侧看，进入二季度，能源消费量明显回升，电力和天然气消费量持续增长，已经超过去年同期水平，成品油消费逐步回暖。
2020年7月17日，国家能源局举办三季度网上新闻发布会，发布全国能源生产消费有关情况，介绍国家能源局做好六稳工作、落实六保任务工作成效。2.确保上下游建设投资平稳。
其中，今年4月印发《国家能源局关于完善2020年电网主网架规划工作的通知》，明确今年新增开工对主网架影响较大的项目81项，投资约679亿元。据统计，截至2020年6月底，全国各类充电桩保有量达132.2万个，其中公共充电桩55.8万个、数量位居全球首位。
国家能源局正在会同相关部门，加强《提升新能源汽车充电保障能力行动计划》的督促实施，积极支持充电商业模式创新，推动充电服务平台整合发展。三、油气勘探开发态势良好1.稳步推进重大工程建设。天然气产量940亿立方米，同比增长10.3%后续将根据电力保供需求，适时启动结算试运行。以时段区分报价上限所谓分时段，即江西正在探索建立的带时标的能量块市场化模拟交易机制。简单来说，分时段模拟交易，就是把一份电量按照不同时段分成3、4份，分别组织开展交易结算，并分别进行偏差考核。
2019年，江西省全社会用电量约1536亿千瓦时，统调最大负荷2231.4万千瓦。对此，熊宁建议，江西应重点关注电力供应接近极限时的机制设计。
陈刚介绍，今年江西省13家发电企业参与电力市场交易，已于11家电力大用户以及31家售电公司代理的6217家用户签订499亿千瓦时的交易合同。日前，国网能源研究院召开电力市场设计与投资规划（江西）论坛，以期通过充分探讨持续提升江西电力市场设计水平。
江西电力交易中心的资料显示，目前江西电网最大受、送电能力仅为260万千瓦和160万千瓦，电力供需已呈现紧平衡状态，度夏、度冬高峰期存在200万千瓦的电力缺口。江西省电力交易中心副总经理陈刚表示，今年以来，江西探索建立分时段电力市场化交易，制订了分时段交易组织实施细则和分时段电量电费结算细则。
根据陈刚展示的模拟交易方案，江西将交易电量按照不同月份、不同时段进行划分，其中尖峰时段价格上限为0.9元/千瓦时，高峰、平段、低谷时段价格上限分别为0.6元/千瓦时、0.4143元/千瓦时和0.24元/千瓦时。既要通过电价合理反映供需情况，又要防止发电厂利用市场里获取不正当利益。此外，目前江西探索建设的分时段机制中，尖峰和低谷时段电价差为0.66元/千瓦时，对于存在巨大电力缺口的省份，这个价差可以考虑进一步拉大，以通过价格引导用户更大程度地错避峰用电，同时为储能等新业态提供一些可盈利的空间。陈刚指出，除了开展可中断负荷奖励、有序用电等常规保供措施外，江西还推出了交易电量与错避峰电量挂钩的机制，并于今年首次将售电公司引入需求侧管理工作中。
受负荷增长和电源建设滞后影响，江西电力供需已从原先的紧平衡发展为硬缺口。电力用户错避峰执行不到位的，将相应扣减售电公司代理销售费。
将交易电量按不同月份、不同时段进行划分，其中尖峰时段价格上限为0.9元/千瓦时，高峰、平段、低谷时段价格上限分别为0.6元/千瓦时、0.4143元/千瓦时和0.24元/千瓦时。据了解，江西电网处于华中电网的东南末端。
在此基础上，计划于2021年开展分时段交易结算试运行，形成分时段的电量交易价格。没有现货的情况下，能量块集中交易没有发现价格的依据，市场主体在报价时会产生困惑，而调度也需要针对每个时段的不同情况调整出力，调度执行难度将大大提高。
江西省能源局于6月初下发了《江西省2020年分时段市场化交易模拟运行方案（征求意见稿）》，拟于7-9月开始分时段市场化交易模拟运行。国网江西经研院博士熊宁认为，江西十四五电力发展面临比较严峻的形势，如果只考虑目前已经核准的机组，那么江西十四五时期将存在1200万千瓦左右的电力缺口，而随着新能源产业进一步壮大，其不稳定、不可靠性必然导致供应缺口越来越大。某业内专家指出，该机制目前尚未考虑与现货市场的联系，在报价与执行上将面临较大困难。陈刚坦言，目前江西暂时没有考虑加入电力现货市场，主要方向还是完成中长期电力交易市场的设计，分时段能量块交易的落地执行也正在与调度部门沟通，研究具体的落实过程。
多举措应对电力缺口分时段机制的提出，与江西省电力供需形势的特点密切相关。陈刚表示，目前江西正在开展全省优先购电目录的编制试点工作，力争今年出台。
2023-2024年探索开展24时段电量交易，探索满足不同需求弹性用户特性的灵活报价、灵活撮合的方式。根据《江西省能源局关于继续试行交易+保供工作挂钩机制的通知》，江西省纳入今年有序用电工作方案并参与电力市场化交易的电力用户，累计3天次、5天次、7天次错避峰执行不到位时，当月市场化交易电量中将有20%、50%、100%按照目录电价结算。
执行细节仍待摸索对于江西基于自身情况探索分时段的电能量块交易模式，与会专家给予支持鼓励的同时，也对该机制的具体执行及细节提出了疑问与建议。特高压交流线路入赣之前，也就是最近2-3年，江西整体上呈现电力供应紧张形势，省内用电负荷峰谷差逐年增大，最大峰谷差率已经超过55%，电网调峰日益困难。
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