5月14日，国家发展改革委发布了《电力市场运行基本规则》（以下简称《基本规则》），将于2024年7月1日起正式施行。《基本规则》的发布旨在规范电力市场行为，保护市场成员的合法权益，并确保电力市场的统一、开放、竞争和有序，取代了2005年10月13日发布的《电力市场运营基本规则》（原国家电力监管委员会令第10号）。
与之前的相关文件相比，《电力市场运行基本规则》在多个方面进行了重要修订和完善。主要的变化有以下几个方面：
1.扩大了市场范围。文件由原来的该规则适用于“区域电力市场”更新为“各类电力市场”，这意味着将加快实现2025年全国统一电力市场体系初步建成的目标，助推国家市场与省（区、市）/区域市场协同运行，电力中长期、现货、辅助服务市场联运，促进跨省跨区资源市场化配置和绿色电力交易规模提高，有利于新能源、储能等发展的市场交易和价格机制初步形成。
2.增加了储能、虚拟电厂等新市场主体。与之前的文件相比，市场主体增加了“新型经营主体（含储能企业、虚拟电厂、负荷聚合商等），为这些新兴主体建立了有据可依的商业模式，增加了其经济收益。这不仅有利于吸引更多的投资者参与到电力市场中，还能够促进市场竞争，提高电力行业的效率。
3.交易类型有所调整和细化，首次提及容量交易。该文件中的交易类型，辅助服务交易的内容更加具体明确，将有偿电力辅助服务明确为调峰、调频和备用三种市场化方式。除电能量交易、电力辅助服务交易外，由原来的“输电权交易”替换为了“容量交易”。输电权指用户提前购买了输电线路的部分输电能力，如果电网阻塞导致电力输送不过来，用户可获得相应补偿。容量权指发电企业承诺在某个时间提供多少电力供应，并提前获得一部分定金，如果到期不能兑现承诺的电力供应，就需要进行赔偿。为更好解决新能源消纳问题，提升电网调节能力，电网企业的责任约束，现在更加强调为保证电力供应发电企业的责任约束，将容量交易作为今后发展的重点。
4.现货交易周期缩短，新增日内至实时交易。原来文件中的交易类型中的电能现货交易（即现在的电力现货交易）交易周期为通过市场竞价产生的次日或未来24小时的电能交易，而当前电力现货交易交易周期在日前及更短时间内集中开展的次日、日内至实时调度之前电力交易活动。这充分提高了交易的频次，使得现货市场更加活跃，从而能够更好的有效反映电力价格变化和电力供需关系。
5.推动建立市场化容量电价机制。文件明确容量交易的标的是在未来一定时期内，由发电机组、储能等提供的能够可靠支撑最大负荷的出力能力。同时提出，逐步推动建立市场化的容量成本回收机制，探索容量补偿、容量市场等方式。建立容量市场，将吸引电力投资保障长期电力供应充裕度，体现了国家对大力发展新能源持坚定不移态度。这为储能、虚拟电厂等新型交易主体通过参与容量市场，提供了新的商业模式的有益探索，增加了新的收益途径。
6.电力交易市场化程度进一步加深。原文件中在风险管理部分明确提出，“制定电力市场最高、最低限价，维护电力市场安全”，但在新文件中删除了该字眼，更新为“引导市场价格运行在合理区间。可见，电力交易价格逐步回归市场，由原来的强制转变为引导，更有助于回归电力的商品属性，提高交易主体参与的积极性。
7.细化风险防控相关要求。电力监管机构根据市场运作和系统安全需要，制定电力市场暂停、中止、恢复等干预规则，规定电力市场干预措施实施条件和相关处理方法。电力市场运营机构按照“谁运营、谁防范，谁运营、谁监控”的原则，履行市场监控和风险防控责任，对市场依规开展监测。