重点修订内容概括如下。 

（一）健全适应新能源全面入市的现货市场运行机制 优化日前市场组织流程。日前市场经济出清与日前可靠性机 组组合分开，新能源和用户自愿参与日前市场经济出清，全电量 参与可靠性机组组合。经济出清仅反映市场供需和资源成本，价 格信号更纯粹；可靠性机组组合脱离市场报价影响，保障机组组 合及发电计划与实际需求充足匹配。 日内市场常态化开市。每日0点至24点、8点至24点、15 点至24点三个时段定时开展日内市场出清，适应新能源高比例 接入下电力平衡的波动性，根据日内最新预测优化灵活性资源出 力，进一步发挥市场优化资源配置作用。 加强省内市场与省间市场衔接。调整省内现货市场组织流 程，增加省内日前市场预出清环节，衔接省内新能源参与省间电 力外送，支撑构建多层次全国统一电力市场体系。 

（二）建立用电侧报量报价参与现货市场机制 推动用户侧按节点报量报价参与现货市场。日前市场由“发 电侧报量报价、用电侧报量不报价”调整为“发电侧报量报价、 用电侧报量报价”，由发电侧单边定价向发用两侧双边定价转变， 增强了用户侧在日前市场的议价能力。 探索居民农业用户电量参与市场方式。明确居民农业用户的 偏差电量按照现货价格（实时市场均价）结算，为保障居民农业 用电价格稳定产生的新增损益（含曲线偏差电费），由全体工商 业用户分摊或分享。

 （三）畅通分布式新能源等各类新型经营主体参与市场路径 明确分布式新能源参与市场机制。规则明确分布式新能源可 选择以直接报量报价、虚拟电厂聚合或作为价格接受者三种方式 参与现货市场，在分时计量条件不具备前，明确其96点曲线的 计量拟合规则，以满足结算要求。 完善虚拟电厂分类和参与市场方式。虚拟电厂根据聚合资源 类型分为分布式发电类、分布式储能类、负荷类等类型，明确同 一聚合单元所聚合资源应在同一节点。 健全储能参与调频市场、电能量市场衔接机制。拓展独立储 能应用场景，推动其分时复用，提升其利用效率。 抽水蓄能电站考虑系统需求预留事故备用水位，按机组全量 报量报价参与现货市场。 增加电动汽车充电设施、智能微电网等新型经营主体注册、 交易组织、结算等条款。 

（四）健全完善发电成本补偿、容量补偿机制 优化机组运行成本补偿机制。将补偿范围由现行因电网安全 约束开机扩展至补偿按出清计划开机的直调公用火电机组，合理 补偿火电运行机组市场化收益无法覆盖的发电成本，发挥火电基 础保障性作用，保障机组正常运行，服务能源安全保供。 完善容量补偿模式和标准。由用户侧固定价格收取、发电侧 按有效容量分配的“以收定支”模式，调整为发电侧根据机组有 效容量和容量补偿标准计算容量电费，用户侧按用电量比例分摊 的“以支定收”模式。 

（五）优化电能量、绿电交易等结算机制 电能量市场结算公式由差量结算改为差价结算。实时分时电 量按实时市场价格结算，中长期合约电量按合约电价与结算参考 点现货电价的差值结算。 明确中长期交易结算参考点选取方式。交易双方可自主选择 实时市场或日前市场任一节点或统一结算点作为中长期结算参 考点。现阶段，集中竞价交易、滚动撮合交易、挂牌交易等场内 交易的中长期结算参考点暂选为实时市场用户侧统一结算点。 增加绿色电力交易、容量补偿与电能量交易衔接的结算条 款，明确发电侧主体电费包含绿证部分结算费用、容量补偿费用、 电能量电费、市场运行费用、辅助服务费用和调整退补费用等。 

（六）规范统一经营主体档案信息管理 针对参与电力市场的各类经营主体，明确在市场注册、交易 组织、结算、信息披露等市场关键环节的注册单元、交易单元、 结算单元等基础数据实现统一规范。推动解决电力市场运营机 构、电网企业在市场注册、调度运行、交易组织、交易结算等环 节基础档案不一致等难点、堵点问题。