链接：云南省新能源市场发展现状、趋势与投资前景预测调研分析报告（2026版）
链接：云南省光伏发电市场发展现状、趋势与投资前景预测调研分析报告（2026版）
链接：云南省分布式光伏发电市场发展现状、趋势与投资前景预测调研分析报告（2026版）
链接：云南省光伏发电设备升级改造、退役回收利用市场发展现状、趋势与投资前景预测调研分析报告（2026版）
链接：云南省风电市场发展现状、趋势与投资前景预测调研分析报告（2026版）
链接：云南省分散式风电市场发展现状、趋势与投资前景预测调研分析报告（2026版）
链接：云南省风电设备升级改造、退役回收利用市场发展现状、趋势与投资前景预测调研分析报告（2026版）
为深入贯彻国家“十五五”规划关于能源强国、新型能源体系建设的战略部署，有效落实2025年中央经济工作会议精神，奋力实现《国务院办公厅关于完善全国统一电力市场体系的实施意见》(国办发[2026]4号)中明确的全国统一电力市场建设目标。紧抓云南建设我国面向南亚东南亚辐射中心的历史机遇，对标云南绿色能源强省、新型电力系统示范区建设成果与目标，提出本行动计划。“十五五”，是云南能源电力实现从“资源大省”向“市场强省”转型升级、从“清洁能源基地”向“国际区域性绿色能源枢纽”跃升的关键窗口期。本计划旨在通过系统性、创新性的机制设计，支撑云南新型电力系统示范区建设，服务国家能源战略与“双碳”目标，助推区域经济一体化发展。
一、总体要求
(一)指导思想
以习近平新时代中国特色社会主义思想为指导，贯彻落实“十五五”能源强国战略，在建设全国统一大市场、新型能源体系、新型电力系统的总体要求下，立足云南能源电力资源禀赋和区位优势。坚持市场主导与政府监管相结合，坚持省内保障与跨区协同相结合，坚持电源清洁化与电网数智化
相结合，坚持技术创新与制度创新相结合，构建一个绿色、高效、灵活、开放的云南特色、全国领先的电力市场。
(二)总体目标
市场机制完备高效:建成涵盖电能量、容量、辅助服务等多品种的市场体系，中长期与现货市场，省内与跨省区、跨经营区、跨境市场高效协同，更好适应新型电力系统建设需要。
价格体系日趋健全:健全适应新型电力系统的价格机制，利用价格信号引导能源投资和能源消费。持续深化省内与区域价格协同机制，深度融入全国统一电力市场建设。
绿色价值充分体现:绿色电力交易规模大幅提升，电一证一碳市场协同机制逐步建立，云南“绿电”品牌成为核心竞争力，努力成为国家绿电价值创造核心枢纽。
资源配置更加高效:市场在电力资源配置中起决定性作用，源网荷储互动能力显著增强，系统调节能力满足高比例清洁能源接入需求，全面提升电力系统互补互济、安全韧性水平。
区域辐射能力凸显:建成我国面向南亚东南亚的电力交易枢纽，跨境电力贸易规模与模式实现突破，区域影响力初步形成。
二、构建省内、域内、跨域、跨境高效协同的云南特色电力市场架构，争创全国统一电力市场建设标杆示范
(一)打造主体多元、开放有序的省内市场
1.丰富市场经营主体，增强市场活跃度。持续完善新型储能、抽水蓄能、虚拟电厂、智能微电网等新型经营主体注册、交易、结算机制，大力支持用户侧可调节资源以及负荷聚合商、虚拟电厂运营商等参与电力市场交易和运行调节，推动新型经营主体公平承担系统调节责任和社会责任。
2.有效落实国家新能源全面参与市场政策。贯彻落实《国家发展改革委国家能源局关于深化新能源上网电价市场化改革促进新能源高质量发展的通知》(发改价格[2025]136号，简称136号文)要求，不断完善新能源可持续发展价格结算机制，加强绿电、代理购电、新能源利用率等政策协同，持续增强市场价格信号对新能源发展的引导作用，更好支撑新能源发展规划目标实现。推动实现分布式新能源全部入市，完善新能源机制电量与市场衔接方式，持续优化新能源参与中长期、现货以及辅助服务市场的市场机制。
3.有序放开省内优先发用电计划。发电侧，按国家要求有序放开优先发电的电源范围及电量规模，进一步推动发电侧经营主体参与电力市场;用户侧，加大力度推动工商业用户全面进入市场，逐步缩小电网代理购电规模;逐步实现各类电源和除保障性用户外的用户全部直接参与电力市场;逐步实现计划与市场并行模式向市场模式转轨，优化优先发电、购电计划与电力市场衔接机制，推动各类优先发电、优先购电、代理购电主体公平承担市场偏差等市场经济责任。
4.完善电价市场化形成机制。构建“电能量+容量+辅助服务”多元价值形成机制，推动清洁能源绿色价值释放，为不同类型电源构建完整的价值实现框架。完善不同市场的限价机制、衔接机制，充分发挥市场发现价格、引导供需的作用。强化电力市场运行与价格跟踪监测，持续完善超额收益分配机制，建立价格动态调整、跟踪评估等相关机制。
(二)推动省内市场与区域市场深度耦合
5.协同推动“十五五”西电东送省间政府框架协议的签订，推动健全跨省跨区优先发电计划灵活执行机制。
6.巩固云南作为“西电东送”战略基地的地位，完善保供与消纳的协调机制，优化电力流向和通道布局，提升区域电力互补互济和安全韧性水平，推动一体化建设运营南方区域电力市场。
(三)促进省内市场与跨域市场有效联动
7.推动云南送国网常态化交易，支撑全国统一电力市场
建设。8.研究明确省内市场、省间市场、区域市场的功能定位与衔接规则。在全国统一电力市场框架下，探索联合交易模式。
四)有效推动省内市场与澜湄市场有序衔接
9.以中老500千伏联网为契机，持续优化澜湄区域跨国电力贸易机制，扩大中老、中越、中缅等跨国电力贸易规模，强化澜湄区域电力互联互济，高质量服务“一带一路"建设。
10.研究探索跨境电力交易中心建设路径，将昆明电力交易中心建设成为面向南亚东南亚的电力交易机构。
三、完善功能齐备、绿色低碳、灵活高效的电力市场机制，助力区域绿色能源枢纽打造
(一)优化电力中长期市场
1.完善中长期交易机制。落实中长期合约签约激励约束措施，实现电力资源长期稳定配置。支撑新型电力系统建设，适应新能源出力波动性、间歇性特点，按照多周期、高频次、灵活化原则持续完善中长期交易品种体系。结合国家政策要求，动态调整中长期交易电量上限、成交比例等。按照国家电力中长期市场基本规则，修订省内中长期市场实施细则。2.完善中长期价格机制。实现中长期不同类型电源同台竞价，优化中长期交易限价，逐步实现中长期交易限价与现货市场衔接。完善中长期分时段、带曲线交易机制，更好形成中长期分时价格信号。
3.完善电力中长期与现货衔接机制。进一步完善中长期曲线分解机制、价格联动机制。
(二)强化电力现货市场
4.推动南方区域电力市场2026年转入正式运行，推动发用两侧各类经营主体全面报量报价参与电力市场。逐步扩大报量报价的经营主体范围，建立发用双边竞争的日前市场，将售电公司、批发用户申报的用电需求量价信息作为日前市场出清计算依据并形成日前价格，逐步实现新能源自愿参与
日前交易，充分体现用户侧主体交易意愿，减少市场发用电量差异引起的不平衡资金。
5.进一步厘清现货市场省内不平衡资金、省间不平衡资金的分摊分享机制。
6.持续推动跨省优先计划市场化落实，完善D-2校核机制，研究跨省优先计划灵活调整与现货市场融合机制。
7.推动完整应用现货价格信号，配合推动取消区域省间利益平衡临时调整机制，逐步放开省内现货结算损益风险防控系数。
8.进一步优化电力现货出清模型，更好适应流域水电优化调度、清洁能源消纳。
9.持续推动完善现货市场价格区间，适当放宽现货市场限价，适时调整现货申报及出清价格下限，提升云南清洁能源跨省消纳水平。
10.充分发挥现货价格信号引导作用，促进调节资源市场化调用，推动批发市场分时电价信号通过零售合同等方式向终端用户传导。
(三)健全电力辅助服务市场
11.建设更加完备的辅助服务市场体系，加强电力辅助服务市场与中长期市场、现货市场等统筹衔接，科学确定辅助服务市场需求，合理设置有偿辅助服务品种，规范辅助服务计价等市场规则。推动建设南方区域快速调节(一次调频)辅助服务市场，积极引导独立储能、虚拟电厂等新型经营主
体参与辅助服务市场，推动煤电加快灵活性改造。结合现货市场与辅助服务市场建设进展，逐步推动辅助服务与电能量市场联合出清。
12.健全辅助服务市场价格机制。按照“谁服务、谁获利，谁受益、谁承担"的总体原则，不断完善辅助服务价格形成机制，推动辅助服务费用规范有序传导分担，充分调动灵活调节资源主动参与系统调节积极性。
(四)丰富电力零售市场
13.丰富零售交易套餐设计。立足售电公司作为批发与零售市场的桥梁定位，实现批发市场价格向零售市场的有效传导，引导零售用户根据价格信号主动参与系统调节。完善零售市场交易规则，通过优化完善零售交易套餐，促进售电公司和电力用户形成激励相容、风险共担的合作关系。
14.加强零售市场运行管理。强化零售市场全过程监督、信息披露和风险防控。加强零售市场信息披露管理，减少零售市场信息不对称;探索优化批发、零售市场衔接，建立零售收益动态监测分析提醒机制，加强对零售市场经营主体不良行为的监督管理，维护公平竞争的零售市场秩序;完善售电公司履约风险评估、履约担保管理、信用评价等机制，实现零售市场风险的有效管控;修订售电公司管理办法，引导售电公司向综合能源服务商转型升级。
15.探索丰富电力零售生态。开展零售推广活动，逐步缩小电网代理购电规模，迭代提升“来淘电”品牌，全力打造辐
射更广的绿电零售服务平台，推动构建零售市场生态圈。
(五)健全绿电绿证市场
16.完善绿电交易机制。研究建立分时绿电交易产品，满足用户多样化和精准化要求;研究绿电直连等新业态参与市场交易;推动虚拟电厂聚合分布式新能源参与绿电交易;推广多年期交易合同、聚合交易等多种绿电交易模式。
17.持续完善省内绿证闭环运行机制。持续完善可再生能源发电项目建档立卡、绿证核发、绿证交易、绿证划转、绿证应用、绿证核销等全业务链条。加强绿证价格监测，引导绿证价格在合理水平运行。建立健全省级绿证专用账户分配方案，更好促进云南绿电优势发挥。
18.探索建设跨境绿电绿证市场。研究开展跨境绿电交易，进一步拓展绿电交易范围;推动跨境清洁能源项目建档立卡、绿证核发、划转;探索推动跨境存量常规水电绿证无偿划转省内电力用户，省内存量常规水电绿证无偿划转跨境电力用户，促进中国绿证走向国际。
19.持续完善“强制+自愿”协同的绿电消费体系。逐步扩展强制绿电消费行业范围，进一步细化可再生能源电力消纳责任权重方案，实现责任权重分解到企业。建立绿电消费监测体系，构建“绿电+”服务体系，推出绿电积分、绿电权益，推进绿电与产业、办会、办电、安心用电客栈等融合，塑造云南绿电品牌价值。
20.打造全国领先的省级绿电绿证服务平台。进一步拓展
优化云南省绿电绿证服务平台功能，打造全国领先的绿电绿证服务平台，畅通数据流动，缩短绿电溯源周期，更好满足经营主体需要。建立健全绿电消费溯源认证体系，更好服务零碳园区、绿电直连等新业态、新场景。
21.拓展绿电、绿证应用场景。强化绿色电力消费溯源，持续完善绿证标准与核算体系，研究将绿证纳入碳排放核算的可行路径，逐步实现与碳排放核算、碳足迹核算的有效衔接。拓展绿电交易应用场景，依托资源经济、园区经济、口岸经济，将绿电优势嵌入零碳重构、出口型零碳园区、跨境绿电贸易等产业场景创新。探索电碳市场衔接路径，服务水风光一体化、绿电直连、零碳园区项目建设，助力云南擦亮招商引资“绿色名片”。
22.探索建设绿电价值枢纽。开展绿电价值核算与定价机制、绿证交易与碳市场衔接、绿电+产业融合发展、绿电政策与制度创新等研究，推动绿电高价值转化，形成一批可复制推广的成果，为全国绿电价值实现提供“云南方案”，推动澜湄国家绿电合作，助力中国绿电走向世界。
(六)完善需求响应市场
23.完善云南省需求响应市场交易方案，优化需求响应交易机制，更好发挥用户需求侧移峰填谷作用。
24.研究需求响应与现货市场的衔接机制，逐步推动需求响应与现货市场联合运行，形成更为合理的需求响应价格。
(七)探索建立新型容量市场
25.持续完善储能调节容量市场，健全调节性资源的容量电价机制，推动不同类型调节电源同台竞价。条件成熟时，探索建立适应新型电力系统的容量市场，构建市场框架、设计交易组织与出清模式，做好新型容量市场与现有容量补偿机制的衔接，发挥新型容量市场对灵活性资源投资建设引导作用，合理设置竞价空间，通过市场化价格体现不同类型主体电力容量调节性价值，切实保障支撑调节性电源可持续发展，提升兜底保供能力。
(八)探索输电权交易
26.优化阻塞管理方式，在持续优化完善阻塞分配机制的基础上，结合现货市场发展状况，研究建立与之相适应的输电权分配与交易机制，为经营主体提供有效的阻塞风险管控工具。
27.探索跨境输电权交易，更好推进澜湄区域电力设施硬联通。
(九)探索电碳协同市场研究
28.推动绿电与碳市场衔接，避免环境权益重复计算，建立电碳协同运作机制，促进绿色低碳转型。
29.研究探索电力市场与碳减排协同的电力交易品种。
30.服务碳核查工作。探索开展电力-碳排放数据统一计量、监测、核算，实现发用电侧碳足迹追踪。探索建立产品碳足迹管理体系、碳标识认证制度。
31.加强电碳市场经营主体培育，探索电碳综合服务，推动绿电消费降碳。
四、构建智能高效、合作共赢的电力市场运营体系，全力护航绿色能源强省建设
(一)增强电力市场运营能力
1.推进市场运营流程标准化。梳理并优化市场注册、交易申报、出清、结算等业务流程，制定覆盖各环节的标准化操作规范与工作指引，持续提升业务操作的规范性。建立市场运营全流程质量管控体系，明确关键节点质量标准和考核指标，实施贯穿事前、事中、事后的全过程监督，确保市场运营高效、稳定、可靠。
2.加强政策与市场趋势研究。跟踪电力市场发展动态，开展电力市场重大理论与问题研究，建立涵盖市场设计、运营模式、改革政策等专题研究成果库。通过组建专业研究团队，深化对区域市场建设、新能源消纳等关键议题的研究，为市场建设与发展提供持续智力支持和决策参考。
(二)建设智能高效的市场支撑技术系统
3.持续推进电力交易平台、现货出清系统、计量和营销系统等技术支持系统的功能迭代升级，更好支撑电力市场交易全业务链工作。建立业务支撑技术系统定期检测机制，确保业务技术支撑系统可用、好用。电力市场业务系统通过第三方检测，满足现货正式运行条件。
4.加快“AI+电力市场”建设。重点推进智能问数、规则评估等应用落地，推动将AI能力嵌入交易系统、融入数据资产，面向经营主体推广智能客服、政策解读、账单分析等智能体，打造“AI+电力市场”特色应用示范。
(三)推进运营能力数智化转型升级
5.建设智慧市场运营平台。推进云计算、大数据等新技术应用，加强市场运营各环节业务流程标准化管理。打造统一运营门户，提供全天候在线服务，提升业务办理效率与用户体验，为市场经营主体提供便捷高效的服务支撑。
6.创新数字化服务模式，引入智能语音识别系统。针对市场注册、交易申报等重点环节建立常见问题自动应答知识库，有效分流话务高峰。打造智能化自助式咨询服务模式，实现7x24小时在线智能客服。完善市场咨询信息管理制度，建立咨询一处理-反馈的闭环管理机制，动态跟踪各类咨询问题的处理情况，持续优化知识库内容，提升服务响应效率。(四)加强市场经营主体培育和能力建设
7.加强经营主体培训，加强对国家政策与市场规则的解
读引导，持续提升市场经营主体参与市场能力。8.多措并举切实做好市场服务工作。畅通服务渠道，加大数字化服务支撑力度，深化平台门户、交易Wink、400热线等服务平台功能建设，畅通市场经营主体咨询沟通渠道。
建立经营主体需求响应闭环机制。立足经营主体实际诉求，通过实地走访、线上调研和400话务数据分析，系统梳理市场参与中的痛点难点，加强共性问题研究，持续完善市场化交易规则。面向经营主体征集培训内容与形式偏好，持续优化信息传递机制，提升服务响应效率。
9.多措并举培育专业化市场交易人才。鼓励市场成员积极参与行业职业技能鉴定和技能竞赛，更好提升电力市场交易技能。持续完善昆明电力交易中心交易员管理体系，建设交易员培训、评价、赋能等市场专业化人员培育体系。
(五)构建政企协同的电力市场智能决策分析体系
10.建立省级电力市场分析联合工作机制。构建政府部门牵头，电网企业、电力市场运营机构具体实施，科研机构提供智力支撑，市场经营主体负责数据提供与业务洞察，在保障安全和商业机密的前提下，实现政企间数据的有序、高效流通的沟通协作机制，实现市场分析与市场运营、政策制定同频共振。
11.建立专项报告发布制度。探索形成“月度简报、季度分析、年度白皮书”的定期分析报告体系，向市场经营主体公开。针对丰枯期转换、极端天气、重大政策调整等特殊节点，发布专项分析报告。
(六)加强电力市场宣传，提升云南电力市场影响力
12.组织云南电力市场大讲堂。邀请专家学者赴云南开展电力市场研讨活动，借助“外脑”提升决策科学性和理论高度，
凝聚共识。加强与政府、行业协会合作，举办专场宣讲会或沙龙;开展经营主体讲市场活动，提升主体市场意识。
13.加强云南电力市场建设知识沉淀。聚焦全国统一大市场改革目的，发布市场运行Q&A案例集，精选一批体现云南电力市场优势的成功案例，争取向国家报送。出版云南电力市场建设实践书籍，更好总结云南电力市场建设成效。14.加强媒体宣传，树立示范样板形象。展示云南在全国统一电力市场的积极作为与探索及市场建设标志性成果。
五、构建现代化的电力市场治理体系，促进电力市场健。康发展
(一)建立健全电力市场运营监测和评估体系
1.构建电力市场运营监测指标体系。涵盖市场发展、竞争状况、价格形成、风险预警等监测指标体系，通过信息技术手段，实现定时监测。
2.建立市场力监测与管控体系。合理设定监测指标的持续时长、触发频度、偏离程度等市场力管控触发阈值，配套建立市场力管控措施。运营机构结合机组报价一致性、发售一体报价关联性、成本偏离程度、系统阻塞情况等内容，常态化开展市场力评估监测与报告，促进市场有效竞争。
3.建立市场秩序监测与管控机制。加强政府相关部门、电力市场运营机构协同联动，持续完善市场秩序监测机制，有效防范市场经营主体违规套利，维护企业合法权益，保障改革红利向终端用户传导。
4.建立电力市场评估体系。构建一套涵盖绿色、安全、高效、公平四个维度的市场效能评估指标体系，定期对市场运行情况进行体检，为市场监管、规则优化提供量化依据，实现市场的主动优化。
(二)建立健全电力市场风险识别和防范体系
5.完善电力市场风险管控体系。建立健全市场运营风险库及重大风险清单，深入分析电力现货市场转正式运行潜在的市场运营风险，重点排查不满足“六签”要求、违规套利、长期亏损无法持续经营等重大运行风险。
6.建立电力市场应急管理体系。完善应急处置预案，细化分级响应标准，清晰界定应急启动条件、处置权限和终止程序，明确监管部门、运营机构、市场经营主体的权责边界。建立跨省跨区应急协同机制，强化应急处置分析，保障电力市场安全稳定运行。常态化开展电力市场舆情监测，提高市场风险防范应对能力。
(三)建立健全电力市场合规管理与市场信用体系
7.推行基于信用评价的分类管理。落实全国统一信用评价体系建设工作要求，建立覆盖市场经营主体的信用档案和评价体系，评价结果与交易限额、信用保证额度、抽查频率等直接挂钩，提升管理效能，降低市场整体信用风险。
8.提升电力市场合规管理效能。健全合规风险识别、预警和应对机制，完善合规管理信息系统功能。开展重点领域合规专项治理，建立合规案例库和风险数据库。加强合规文
化建设，开展市场经营主体合规培训，培育“人人合规、事事合规”的良好氛围。
(四)建立健全电力市场监管与法规体系
9.健全市场规则体系，筑牢合规制度根基。对标全国统一电力市场基础规则体系和南方区域电力市场规则体系，健全云南电力市场规则体系及管理制度，提升规则的系统性、透明度和可预期性。规范电力市场规则起草、修订、审议、发布等操作流程，建立定期修订制度。
10.完善电力市场数字化监管平台。健全市场信息报送工作内容，完善工作机制，及时、全面掌握市场运行动态，强化平台功能应用，提升市场监管精准性。
11.完善争议解决机制。建立“协调一调解一仲裁一诉讼”的多层次争议解决途径，鼓励通过行业内部调解和专业化仲裁快速解决常见商业纠纷，为市场经营主体提供更加便捷、低成本的权利救济渠道，维护其合法权益。
12.推进电力市场管委会高效运转，更好发挥行业自律作用。完善电力市场管委会议事规则，凝聚行业共识、传递行业诉求、形成行业自治。
13.加强市场监管。完善电力市场监管制度体系，持续深化日常监管、专项监管与穿透式监管。
(五)建立健全公开透明的服务支撑环境
14.强化信息披露。进一步完善信息披露制度和信息披露平台功能，提高市场透明度;加强信息披露真实性、准确性、及时性监管，保护市场经营主体合法权益。
15.研究建立统一的数据共享平台。建设电力市场公共数据平台，在保障信息安全的前提下，推动数据的有效共享和便捷获取。
(六)完善适应全国统一市场和新型能源体系建设的电力市场宏观调控体系
16.完善电力市场宏观调控机制。通过规划引导、总量调控、价格调控、投资引导等宏观调控手段，更好发挥政府作用，促进资源在更大范围内优化配置。研究通过市场规则引导、信息披露引导、信用管理引导等方式，更好引导电力资源优化配置，促进能源结构调整，提高能源利用效率，降低社会用能成本。
17.完善部门间有效沟通、协商反馈机制。增强电力市场规则、政策合力，统筹政策、规则制定和执行全过程评估，提高政策、规则整体效能。
六、行动计划执行保障
(一)加强组织领导
1.成立“云南省电力市场建设与发展领导小组”。国家能源局云南监管办、省发展改革委、省能源局牵头，联合云南电网公司、电力市场运营机构等关键部门和企业成立领导小组，负责顶层设计，审定重大方案，统筹解决计划实施过程
中遇到的跨部门、跨领域、跨层级的重大问题和政策障碍，定期召开领导小组会议、专题协调会，听取工作进展汇报，协商解决有关问题。各有关部门和单位要结合职能分工，严格落实有关工作，确保各项决策部署落地见效。
2.实施标志性成果输出管理。围绕新型电力系统的“新”绿色转型与绿电价值实现的“绿”，多层次电力市场的融会贯通的“融”，树立标杆典范的“先”四个方面，输出《三年行动计划》标志性成果，详见附件1。
(二)做好评估调整
3.建立常态化监测评估体系。设定科学的关键绩效指标(KPI)，如市场交易电量占比、绿电交易规模、市场成员满意度、系统安全稳定性指标等。按年度对计划执行情况进行跟踪监测和效果评估。
4.建立灵活的动态调整机制。及时总结推广成功经验，深入剖析问题原因，适时调整实施策略;如国家政策、能源形势、技术变革等出现重大变化，按要求及时调整任务目标。5.鼓励基层探索与创新容错。尊重基层首创精神，鼓励昆明电力交易中心、发电企业、售电公司、大用户等市场成员在规则框架内进行积极探索和创新实践。对改革探索中出现的非主观失误，建立一定的容错纠错机制，营造鼓励创新、敢于担当的良好氛围。
(三)强化共商共建共享
6.构建政企常态化沟通渠道。定期召开座谈会、通气会，
通报市场建设情况，解读重大政策，听取市场经营主体的意见建议，确保政策的制定和执行紧贴市场实际。
7.发挥行业协会与研究机构智库作用。充分发挥行业协会、能源研究会等桥梁纽带作用，加强与高校、科研院所的合作，针对市场建设中的深层次问题开展联合研究，为政府决策提供高质量的智力支持。
8.加强新闻宣传。通过政府部门或市场运营机构官方网站及时向社会公开重要工作进展，主动接受社会监督，营造全社会关心和支持电力市场建设的良好氛围。