三是加强电力负荷管理，挖掘需求侧资源。健全电力需求响应机制，形成可中断用户清单，引导各类市场主体主动参与电力需求响应，推动需求响应规模尽快达到地区最大用电负荷的 5%。同时，研究推进用户侧报量报价参与市场，向用户侧传导价格信号，以市场化方式降低高峰时段负荷需求。加强电动汽车、蓄热式电采暖、用户侧储能等可调节资源库建设，并积极推动市场化运作。拓展实施能效提升项目，推动消费侧节能降耗提效，引导全社会节约用电。

（三）充分发挥市场机制在电力安全保供中的重要作用

一是完善跨省跨区电力交易机制，充分发挥大电网平台作用。加快理顺跨省跨区送受电价格机制，按照受端基准价水平建立“基准价+浮动机制”。加强省内省间市场衔接。丰富省间交易品种，提高省间交易计划执行率，公平分摊省内省间偏差结算责任。完善峰谷分时电价政策，适度拉大峰谷价差，通过价格信号引导用户削峰填谷，引导储能、虚拟电厂等新兴主体发挥调节性作用。构建成本疏导机制，丰富交易品种，不断完善辅助服务市场建设。

二是健全完善市场化电价形成机制。加快建立煤电机组容量补偿和成本回收机制，推动辅助服务费用发电侧和用户侧合理分摊，保障发电企业成本合理回收，激励新增电源投资，提高发电容量长期充裕性，确保电力安全平稳供给。深入研究煤电基准价联动机制与燃煤上网电价浮动机制，结合各省（区）煤价变化情况，统筹考虑本区域内煤电发电利用小时、固定成本、长期贷款利率等因素，开展煤电基准价评估，并建立煤电“基准价”调整制度，科学设置基准价+上下浮动的价格波动区间，发挥价格的供需调节作用，促进电力资源的优化配置，理顺电力与其上下游产业的关系。构建支撑适应大规模可再生能源深度利用的新型电力系统，将明显增加新能源建设、骨干网架建设、消纳等一系列建设和运行成本，新增成本需要在发输配用各环节间科学、公平负担，因此亟需建立更为有效全面的系统成本疏导机制，进一步细分出电力容量价值、灵活性价值和绿色价值，提升系统供电保障能力和灵活调节能力。

三是加强电力中长期交易监管。加强对各地落实电价政策监管，进一步规范电力交易组织，坚决防范各地对交易价格的不合理干预，真实反映市场供需情况，促进市场健康稳定可持续发展。督导各地严格按照国家相关要求，尽快建立高耗能企业目录制度。规范代理购电用户在交易方式、偏差结算等方面的规则，进一步落实省内、省间电力市场信息披露机制，保障信息披露及时准确，维护市场交易公平。

注释：

1.规模以上电厂发电量统计范围为年主营业务收入2000万元及以上的电厂发电量。