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2011年，江西省经济的快速发展带动了用电需求高速增长，出现了“淡季不淡”用电局面，电力供应形势持续趋紧，高峰时期电力缺口达到224.3万千瓦。随着夏季高峰负荷和冬季枯水期的到来，江西省电力供需紧张局势一段时间内还将存在。
2011年上半年，江西省全社会用电量393.22亿千瓦时，同比增长21.35%；统调发电量306.56亿千瓦时，同比增长26.13%；统调最大用电负荷1211万千瓦，同比增长18.00%。1~6月，除2月份受春节假日因素影响，未实施有序用电措施，其余各月均采取有序用电措施，最大错峰电力224.3万千瓦，合计错峰电量4.21亿千瓦时。
主要特点如下：（一）用电负荷超常规、超预期增长上半年，江西电网统调最高用电负荷四创新高，在采取错避峰的情况下，仍然达到1211万千瓦，同比增长18%。上饶、赣西、宜春、萍乡、赣州等地区最大负荷同比增长超过20％，全省除南昌外，各地最大负荷增速均超过15％，呈现全面快速增长局面。从全网用电负荷指标来看，各月最大负荷、最小负荷、平均日负荷率等指标均比上年同期有明显提高，江西省工业用电需求旺盛。
（二）机组出力受限加剧电力供应紧张局势煤电运紧张和煤价不断攀升，造成各发电厂燃煤供应不足和发电成本不断提升，火电厂的发电能力均有所下降，最大受阻容量200万千瓦，火电出力不足。煤质差造成江西省电源非计划停运次数较多，同时严重干旱使水电发电能力严重不足，上半年水电发电量同比减少49.88%，水电设备利用小时同比减少877小时。
（三）外购电力困难上半年，华中地区电力供需形势总体趋紧，江西周边省份也同为缺电省份，很难获取更多的电力支援。
综合各种因素，根据电力电量预测、电源装机情况、电煤供应以及省间交换情况，预计2011年下半年江西省各月电力电量均存在缺口，且度冬期间缺口大于度夏期间。
（一）迎峰度夏电力供需形势分析预计迎峰度夏期间，江西电网统调装机容量1466万千瓦，因火电煤质差、缺煤停机及水电水位低影响受阻容量251万千瓦，江西省内可调出力1215万千瓦，购入三峡和通过灵宝直流购入西北火电电力合计135万千瓦，综合可调电力1350万千瓦，预计统调最大负荷为1450万千瓦，备用70万千瓦，最大电力缺口170万千瓦、最大电量缺口4亿千瓦时。
（二）迎峰度冬电力供需形势分析考虑新建机组正常投运以及景德镇电厂、安源电厂暂不关停的情况下，到年底江西电网统调装机容量为1468万千瓦，其中火电1337万千瓦，水电131万千瓦。因火电检修、缺煤停机及水电水位低影响受阻容量419万千瓦，江西省内可调出力1049万千瓦，购入三峡和通过灵宝直流购入西北火电电力合计102万千瓦，综合可调电力1151万千瓦，预计最大电力缺口119万千瓦、最大电量缺口6.52亿千瓦时。若电煤出现问题致使火电机组无煤停机或高峰损失出力加大，则电力电量缺口还将扩大。
（一）经济发展格局与本地资源不相适应“缺煤、少水、少油、乏气”是江西省能源的基本状况，但近年来江西省经济高速发展、电力需求旺盛。2011年1~5月，江西省工业增加值累计增速为19.4%，远超过全国平均水平14.0%。江西省工业用电量的增长高于工业增加值增长，工业用电呈重型化发展趋势。
（二）市场煤、计划电矛盾突出火电供应占江西省电力供应的91%，而70%的电煤依靠山西、内蒙古等外省（区）调入，一旦电煤供应紧张，发电企业将面临无煤停机的窘境。随着煤价不断攀升，火电企业燃料成本压力越来越大。1~5月，江西省11家火电企业全部亏损。虽然近期国家调高了火电机组上网电价，但市场煤与计划电的矛盾仍然没有解决，缺煤停机风险仍然存在。
（三）装机不足，部分地区缺乏电源支撑 虽然今年内小火电机组暂不关停，但总体而言，江西电网装机总容量仍相对不足。预计到2012年，江西电网统调最高用电负荷将达1680万千瓦，增长541万千瓦，而近两年内，电源装机仅新增201万千瓦，远不及电力负荷增长。预计今明两年乃至整个“十二五”期间，江西都将处于严重缺电状态。
此外，部分电网末端地区缺乏电源支撑，难以满足用电负荷迅猛增长的需要。特别是萍宜仙、赣州等末端地区，缺乏电源支撑将影响其电网受电能力，成为系统运行的制约点。
（四）省间壁垒阻碍电力资源共享华中区域各省经纬度相差比较大，负荷成分和特性有差别，高峰负荷相差一定时间，各省资源有不同特点———南水北煤，具有开展省间资源互济的优越条件。
但是受个别省地方保护主义的影响，电力富余省份的电能无法充分的被调剂到缺电省份，跨省（区）交易合同也得不到有效执行。
（一）充分发挥省内机组的发电能力，做好有序用电管理加强发电用煤的采购储运协调力度，提高火电厂电煤库存以及电煤供应能力，保证火电出力。科学安排水电厂的发电方式，提高水电出力。同时，限制产业结构目录中淘汰类、限制类企业用电，压缩不合理用电需求。
（二）加快省内电源建设进度，提高末端地区电网受电能力建议加快省内电源建设进度，在建项目争取尽快投产，解决江西省内电源装机不足。同时加快在建输变电工程建设速度，提高末端地区电网受电能力，解决地区电网受电“瓶颈”。
（三）利用区域电力交易平台，开展各类电能交易2009年以来，华中电监局先后制定了《华中区域跨区跨省（市）电能交易办法》、《华中区域水电减弃增发应急交易办法》，并会同华中电网公司建立了华中区域电力交易平台。
建议利用华中区域电力交易平台，灵活开展交易，实现错避峰，减少高峰用电缺口；在低谷时段尽量吸纳外省水电低谷电量，节约电煤。同时充分利用现有跨区输电通道，增加从华北、西北地区购电。
（四）积极开展符合能源合理流向的省间电能交易积极研究增加四川新增水电留华中区域的比例，丰水期四川水电外送应在优先满足华中区域各省（市）电力需求的情况下再考虑跨区外送。同时，加快省（区）间联络线的建设，特别是川渝、鄂渝第三通道的建设，为华中区域其它各省吸纳四川水电创造条件。
（五）积极推进电力市场建设，实现资源优化配置积极推进电力市场建设，开展以市场为导向，以公开、透明和市场主体自愿为原则的跨省（区）电能交易。同时，积极推动大用户与发电企业直接交易，发挥市场价格信号作用，促进用户提高电能使用效率、减少资源消耗。
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