文章核心观点 - 《电力中长期市场基本规则》的出台是锚定改革纵深方向、筑牢全国统一电力市场根基的关键举措，旨在通过规范市场运营、强化中长期与现货市场衔接、促进绿色低碳转型，为全国统一电力市场建设注入强劲动力 [2][3][10] 拓展多元主体参与，激发市场内生活力 - 为适应新型电力系统构建，将分布式能源、虚拟电厂、智能微电网、可调节负荷、新型储能等新型经营主体纳入中长期市场管理范围，赋予其同等参与市场的路径，并明确其权利、义务与交易行为规范 [4] - 对于聚合不同分散资源（同时具有上、下网电量）的新型经营主体，要求区分各时段上、下网电量，并按聚合服务合同明确的电能量价格对分散资源进行单独结算，以确保责任边界清晰 [4] - 对虚拟电厂、负荷聚合商等新型经营主体提出交易限额要求，旨在激发分散资源参与市场积极性的同时，有效防控其市场风险，并充分发挥资源聚合和灵活调节潜力 [4] 构建多层次市场架构，提升资源配置效率 - 电力中长期市场在保供应、促消纳、稳价格方面发挥积极作用，随着2025年跨电网经营区域交易机制基本建立、南方区域电力市场转入连续结算试运行、跨省区交易实现常态化开市，资源配置作用日益凸显 [5] - 明确跨电网经营区域交易由北京电力交易中心和广州电力交易中心联合组织，实现常态化交易，以协同推进区域电力互济与调节资源灵活共享 [5] - 鼓励跨省跨区电力中长期交易与省内电力中长期交易联合组织，并在经济责任、价格形成机制等方面动态衔接，以防范省间与省内市场割裂风险 [5] 推动多品种交易有序衔接，增强市场运行弹性 - 构建覆盖数年、年度、月度到月内的全时序交易体系，鼓励月度及以上交易连续开市、月内交易按日连续开市，以实现长周期交易对冲风险与短周期交易灵活调整的有效协同，为新能源提供更稳定的收益预期与消纳空间 [6] - 逐步推动月内短周期的电力中长期交易限价与现货交易限价贴近，并要求设置中长期结算参考点作为中长期电量在现货市场的交割点，以促进价格信号传导顺畅 [6] - 允许中长期合同签订固定价格或随市场供需、发电成本变化的灵活价格，同时取消分时电价与时段人为规定，以真正发挥价格信号作用 [6] 健全绿电交易机制，服务绿色低碳转型 - 2024年发布的《电力中长期交易基本规则—绿色电力交易专章》内容被合并入《基本规则》，旨在为经营主体提供价值清晰、全程溯源的绿电消费凭证 [7] - 规范绿色电力交易组织，要求确保发电企业与电力用户一一对应，实现发、售、用全过程管控，以确保绿电环境价值可溯源，提升交易公信力 [8] - 明确绿电交易价格由电能量价格和环境价值组成，两者分开结算，且环境价值不纳入峰谷分时电价机制，以确保环境价值的纯粹性 [8] - 明确电力用户与聚合负荷侧资源新型经营主体的可再生能源消费义务，推动需求侧绿色电力消纳责任从“政策激励”逐步走向“刚性约束” [8] 强化市场行为监管，筑牢合规运行底线 - 《基本规则》以《中华人民共和国能源法》《中华人民共和国电力法》为依据，旨在规范电力中长期市场行为，依法维护公平公正的市场秩序 [9] - 强化市场成员自律义务，要求其严格遵守市场规则，不得操纵市场价格或损害其他成员合法权益 [9] - 保障市场成员的平等权利，明确各成员同等享有法定权利、履行法定义务，禁止任何单位和个人不当干预市场运行、扰乱市场秩序或危害市场及技术系统安全 [9] - 详细阐明6类电力市场风险，要求市场运营机构加强监测预警与风险防范，并要求电力监管机构和政府有关部门做好争议协调，对违规行为依规处理 [9]

电力中长期市场基本规则修订核心观点 - 本次《电力中长期市场基本规则》的修订是对2020年版本的全面优化，旨在通过统筹市场多元主体、优化市场价格机制，夯实全国统一电力市场建设基础，标志着电力市场交易规则从业务规范到制度基石的全面升级 [3] 规则修订的主要变化与影响 - 中长期市场交易范畴扩围，明确开展跨电网经营区常态化交易，促进跨省跨区交易与省内交易相互耦合，并允许月内交易因保供、消纳需要突破输电通道常规约束，以提升全国范围内的资源配置效率 [4] - 交易周期向更长、更短双向延伸，推广多年期购电协议以稳定长期消纳空间，同时坚持月内交易按日连续开市，以提供灵活调仓机会，适应新能源全面入市的新形势 [5] - 赋予分布式新能源、储能、虚拟电厂等新型经营主体平等的市场地位，明确其权利、义务及参与方式，特别是对资源聚合类主体在合同、计量、结算等方面予以明确，以充分发挥其系统调节能力 [6][7] - 风险防控升级，对电力市场风险进行分类（如供需失衡、价格异常、不正当竞争等），旨在帮助主管部门和运营机构及时发现与化解风险，保障市场平稳运行 [7] 行业背景与规则修订动因 - 电力中长期交易是我国起步最早、范围最广、参与主体最多的交易品种，在成本传导、平衡长期供需、稳定市场预期方面起到基础作用 [3] - 我国能源资源与社会经济呈逆向分布，且清洁能源装机占比持续上升，新能源新增装机连续两年超3亿千瓦，其间歇性、波动性特征对系统安全稳定运行带来挑战，需从计划为主过渡到市场为主的全国优化模式 [4] - 新能源上网电价改革落地，新能源面临全面进入市场交易的新形势，其出力特性对中长期灵活交易的需求更高 [5] - 新型电力系统加速构建，系统对灵活性资源需求大幅增加，需挖掘配网层面的分布式新能源、储能、虚拟电厂等小微调节主体 [6] 对市场经营主体的要求与机遇 - 市场主体需增强市场信息收集与互通能力，市场信息披露工作将更加重要，供需形势研判需向省内、省间并重发展 [4] - 市场主体需既增强对长周期市场走势的宏观判断，又提升短周期供需平衡与价格预测的微观能力 [5] - 对于新型经营主体，如何实现其调节价值成为新的战略增长点，单一技术类主体需分类制定市场策略，资源聚合类主体需通过优化工艺流程等方式释放被聚合资源的调节能力 [6][7]

文章核心观点 - 中国已从能源小国发展为全球领先的能源大国，并正通过顶层战略设计、科技创新与制度优势，坚定不移地向“能源强国”目标迈进，以保障国家能源安全、推动绿色转型并引领全球能源治理 [4][5][8] 发展历程与成就 - 中国一次能源生产总量从1949年的0.2亿吨标准煤增长至2024年的49.8亿吨标准煤，增长249倍 [6] - 全国发电量从1949年的43亿千瓦时增长至2024年超10万亿千瓦时，创全球单一国家发电量新纪录 [7] - 党的十八大以来，万元GDP能耗累计下降27.2%，以年均3.3%的能源消费增速支撑了年均6.1%的经济增长 [7] - 陆上风电累计降本60%以上，光伏发电累计降本80%以上，新能源平均度电成本已比煤电低三成 [7] - 当前中国能源自给率达到84%以上，形成煤、油、气、核、可再生能源多轮驱动的多元化供应格局 [18] 战略思想与顶层设计 - 习近平总书记提出“能源的饭碗必须端在自己手里”及“加快建设新型能源体系”等重要论述，为行业发展指明方向 [4] - “加快建设新型能源体系”与“建设能源强国”已写入“十五五”规划建议，中央经济工作会议也提出制定相关规划纲要 [4] - 能源强国战略经历从提出到深化的过程：2014年提出能源安全新战略框架，2021年首次提出“加快建设能源强国”目标，2024年强调推动新能源高质量发展，2025年写入“十五五”规划建议 [13][14] - 战略思想源于长期的地方工作实践，例如在陕北探索沼气、在福建总结“晋江经验”、在浙江提出“宁肯电等发展，不要发展等电”等，蕴含了因地制宜、能源为民的理念 [10][11] 能源安全与保障 - 面对“多煤、缺油、少气”的能源结构短板，中国通过大力发展新能源，构建了全球最大、发展最快的可再生能源体系，将自然资源转化为能源“长板” [18] - 建设了横跨东西、纵贯南北、连通海外的世界级规模能源基础设施网络，确保能源“送得到、用得好” [18] 绿色转型与产业发展 - 截至去年11月，全国非化石能源消费占比预计将超额完成“十四五”确定的20%目标，全社会用电量中每3度电就有1度绿电 [19] - 建成全球最大最完整的新能源产业链，光伏制造四大环节（硅料、硅片、电池片、组件）产能全球占比均超过80% [19] - 新能源汽车产销量连续10年居全球首位 [19] 科技创新与突破 - 形成具有完全自主知识产权的三代核电技术，全球首座高温气冷堆示范工程投入商运 [20] - 新能源专利数占全球四成以上，PERC、TOPCon、BC、HJT、钙钛矿等高效电池技术百花齐放，电池转换效率屡次刷新世界纪录 [20] - 能源科技创新处于并跑为主、部分领跑的关键阶段，在核电、特高压等尖端领域已掌握主动权 [20] 国际合作与治理 - 中国在国际上提出“双碳”目标，并宣布不再新建境外煤电项目，支持发展中国家能源绿色低碳发展 [15] - 深化与全球多个区域的油气合作，推动6大区域能源合作平台落地，与100多个国家和地区开展绿色能源合作 [22] - 通过“一带一路”能源合作等，深度参与并推动建立公平公正的全球能源治理体系 [22] 制度优势与执行力 - 坚持党中央集中统一领导，确保能源政策的稳定性、连续性和可预期性，统筹兼顾发展与安全、转型与保供等多重关系 [26][27] - 坚持全国一盘棋，通过西电东送、北煤南运等高水平资源优化配置，解决能源禀赋与消费分布不均的难题，保障了用电高峰期的社会平稳有序 [28] - 坚持“有效市场”与“有为政府”相结合，全国统一电力市场建设中超半数新能源电量由市场定价，同时政府保障公平准入与普遍服务 [29] - 发挥新型举国体制优势，坚持高水平科技自立自强，推动能源产业链创新链协同发展，使能源技术成为带动产业升级的新增长点 [30]

电力在能源强国建设中的战略定位与成就 - 电力高质量发展为能源强国建设奠定坚实基础 电力需求保持快速增长 2025年全国全社会用电量预计首超10万亿千瓦时 电力供应保障有力有效 截至2025年11月份全国累计发电装机容量达到37.9亿千瓦 超过G7国家装机总和 电网资源优化配置能力世界领先 “西电东送”输电能力达到3.4亿千瓦 电力绿色转型加快推进 2025年3月风电光伏装机首次超过火电装机 电力科技创新日新月异 掌握具有自主知识产权的特高压核心技术 电力治理效能持续提升 全国统一电力市场初步建成 [4] - 新型电力系统是能源强国建设的内在要求与关键路径 当前我国发电用能占一次能源消费比重达到50%左右 终端用能电气化率达到30%左右 电气化水平已超过欧美主要发达经济体 支持实现2060年目标 预计发电用能占一次能源消费比重将达八成左右 终端用能电气化率将超过六成 [5] - 建设能源强国需要以更大力度推动电力先行 电力行业坚持适度超前发展 电力投资增速持续保持较高水平 “十五五”时期需发挥电力在现代能源经济中的先导作用 对内超前谋划布局代表电力新质生产力的重大项目群 对外积极推动中国可再生能源绿色电力证书国际互认 增强出口外向型产业绿色发展竞争力 [6] 电力在能源强国建设中的未来任务与方向 - 增强电力安全保障能力 巩固夯实非化石能源和传统能源多轮驱动的清洁电力供应基础 着力提升新能源主动支撑能力 确保规划内水电核电按期投产 结合供需形势合理安排清洁高效灵活煤电 一体推进主配微网协同的新型电网平台建设 增强电网智能化调度能力 [7][8] - 增强电力绿色发展能力 科学统筹新能源开发消纳和调控 加快形成多元路径协同发展新局面 支撑年均新增2亿千瓦以上新能源发电装机 加力提升电力系统调节能力 优化抽水蓄能布局 推动新型储能发挥多重功能价值 推动源网荷储一体化等电力新业态健康发展 [8] - 增强电力科技引领能力 协同推进技术改造 先进技术推广和重大技术研发 引导电力新质生产力分地区差异化布局 推动新能源高效发电多元技术路线落地 推进先进核电技术革新 推广新一代煤电技术试点 加快拓展柔性直流输电技术覆盖范围 加强构网型装备 长时储能和绿电制氢核心技术攻关 大力实施“人工智能+”电力融合发展 [8] - 增强电力现代服务能力 加快建设全国统一电力市场 健全市场化电价机制 稳定终端用电价格水平 推进城乡用电普遍服务均等化 深入实施城镇配电网改造 加快补齐农村电网短板 推行全过程数智办电服务 支持供电企业提供绿电消费 产品碳认证等增值服务 [9] - 增强电力行业国际影响力 完善中国电力产品碳足迹因子库 加快电力碳排放核算方法和碳足迹标准互认互通 保障外贸企业出口产品碳认证需求 进一步推动中国绿证国际互认 健全国际通用绿色能源消费和认证机制 打造中国绿色电力认证标准体系 拓展绿色电力海外投资 建设一批经济效益好 示范效应强的绿色电力最佳实践项目 [9]

行业整体装机容量与增长 - 截至2025年11月底，全国累计发电装机容量达37.9亿千瓦，同比增长17.1% [2] - 太阳能发电装机容量达11.6亿千瓦，同比增长41.9%，增速领先 [2] - 风电装机容量达6亿千瓦，同比增长22.4% [2] - 水电装机容量达4.4亿千瓦，同比增长3% [2] - 核电装机容量达0.6亿千瓦，同比增长7.6% [2] 核电项目进展 - 2026年1月1日，漳州核电2号机组投入商业运行，标志其一期工程全面建成投产 [4] - 漳州核电基地规划建设6台“华龙一号”核电机组，预计每年可提供约600亿千瓦时清洁电能 [4] 新型储能项目进展 - 2025年12月31日，三峡集团新疆吉木萨尔全钒液流储能电站实现全容量投产，储能规模达100万千瓦时 [4] - 该项目预计每年可提升配套光伏电站利用率10%以上，最高可增发超2.3亿千瓦时清洁电能 [4] 太阳能发电项目进展 - 2025年12月30日，华能苏计沙地200万千瓦光伏项目全容量并网，年发电量可达29.6亿千瓦时，每年可减少二氧化碳排放超268万吨 [4] - 2025年12月26日，国家能源集团山东东营垦利100万千瓦海上光伏项目全容量并网，预计年发电量达17.8亿千瓦时，可满足垦利区全社会60%的用电需求 [4] 水电项目进展 - 2025年12月27日，叶巴滩水电站4号和3号机组投产，项目全容量投产后平均年发电量超102亿千瓦时，每年可节约标准煤约310万吨，减少二氧化碳排放超830万吨 [5] 能源投资情况 - 2025年1至11月，电力、热力、燃气及水生产和供应业投资增长10.7%，拉动全部投资增长0.8个百分点 [5] - 同期，太阳能发电、风力发电、核力发电、水力发电投资合计增长7.4% [5] - 近期国家发展改革委批复或核准多个重大能源基础设施项目，包括浙江特高压交流环网工程、四川大渡河丹巴水电站等，总投资超过4000亿元 [6] 行业意义与展望 - 清洁能源领域投资快速增长，有助于发挥超大规模市场优势，释放清洁能源的规模经济性，加速形成经济增长新动能 [6] - 清洁能源投资有利于辐射带动基础设施、节能环保等相关产业投资，有效拉动经济增长 [6] - 清洁能源发展有助于统筹能源安全保供和绿色低碳转型，提高经济发展质量和效益 [6]

其中提出，优化主配微网协同发展格局，有序推进跨省跨区输电通道规划建设，优化提升电网主干网架结构，加快构建新 型配电系统，因地制宜规划建设智能微电网，加大电网投资力度。 "主配微网协同为发展电力新业态搭建重要平台。"中国电力企业联合会规划发展部主任张琳说，随着各类新业态在各电压 等级接入电网，电网形态逐步由输配用单向逐级输电网络向多元双向混合结构网络演进，电网的枢纽平台作用日益凸显， 支撑电力新业态规模化发展，需要增强主干电网、配电网与微电网交互能力，加强电网安全支撑、备用保障和智能升级， 支持各类新业态高效运行、平等参与电力市场。 （王悦阳） 此外，意见提出到2030年电网资源优化配置能力有效增强，"西电东送"规模超过4.2亿千瓦，新增省间电力互济能力4000 万千瓦左右，支撑新能源发电量占比达到30%左右，接纳分布式新能源能力达到9亿千瓦，支撑充电基础设施超过4000万 台。 电网作为连接电力生产和消费的枢纽平台，是加快构建新型电力系统的核心环节。当前，我国电网已成为全球范围内输电 能力最强、运行电压等级最高、新能源并网规模最大、安全运行记录最长的特大型电网。电网资源优化配置能力世界领 先，"西电东送"规模 ...

文章核心观点 - 《电力中长期市场基本规则》（《25规则》）是我国首个现货市场环境下的全国性电力中长期市场基本规则，旨在通过科学、有序、协调发展的中长期市场，支持新能源高质量发展和新型电力系统建设 [2][3] - 规则通过明确中长期市场“远”与“长”的双重内涵、纳入新型主体、优化交易方式与定价结算机制等关键变化，旨在降低新能源带来的不确定性和价格波动风险，提高市场流动性，并引导容量投资 [4][5][7][10] 中长期市场的内涵与作用 - 电力中长期市场中“中长期”包含“远”和“长”两重内涵：“远”指交易发生在距电力交割较远的未来（如提前一月/一年），“长”指交易覆盖较长的时段（如一月/一年的电量）[4] - 现货市场建立后，“远”和“长”可以分离，例如提前一月对某个峰荷时段的交易属于“远”但“短”的交易 [4] - 《25规则》明确电力中长期交易是“对未来某一时期内交割电力产品或服务的交易”，涵盖了数年、年、月、月内等不同时间维度，从而区分了“远”和“长”的概念 [4] - 中长期市场的作用从“远”的角度看，是通过提前锁定供需、价格和收益来降低不确定性，应对“随机性”风险 [5] - 从“长”的角度看，是通过对较长时间范围内多时段电量的交易，利用电价对冲来降低价格波动，应对“波动性”风险 [5] 《25规则》的主要变化与发展 - 纳入新型经营主体：参与主体除发电、用户、售电公司外，新增了储能、虚拟电厂等，为未来交易体系创新提供依据，并聚焦于市场化交易 [8] - 明确权利与义务：将权利和义务分章节描述，更细致地规定了主体需提供的信息，如电厂的检修计划、实测参数，用户的负荷曲线，售电公司的套餐信息等 [8] - 优化交易方式以提升流动性：交易方式分为集中交易和双边协商，集中交易包括集中竞价、滚动撮合和挂牌 [9] - 要求数年、年度、月度交易应定期开市并可探索连续开市，月内交易原则上按日连续开市，这些要求有利于提高市场流动性，应对新能源渗透率提高的风险 [9] - 纳入绿色电力交易：为绿电交易设置单独章节进行规范，鼓励参与数年绿电交易并探索常态化开市机制，建立灵活的合同调整机制，可按月或更短周期开展合同转让 [9] - 加强多年期交易描述：加强对多年期交易和购电协议的描述，以通过中长期交易更好地支撑和引导容量投资 [10] - 注重定价及结算与现货联动：强调除政府定价电量外价格由市场形成，同时需考虑与现货机制衔接，如合同价可与现货价格联动，结算可设置参考点并按差价或差量结算 [10] - 调整交易约束与校核：将《20规则》中的“安全校核”改为“交易校核”，分为交易机构负责的交易出清校核和调度机构负责的电网安全校核 [10] 价格管制原则 - 对于“远期”中长期合同，其价格及上下限管制应与现货市场尽量一致，有较大浮动范围，《25规则》规定“对直接参与市场交易的经营主体，不再人为规定分时电价水平和时段” [6] - 规则提出“逐步推动月内等较短周期的电力中长期交易限价与现货交易限价贴近” [6] - 对于“长期”中长期合同，由于多时段电价对冲，总价格波动较小，因此价格上下限管制应更加严格，需通过更精细的模型确定价格范围 [6]

文章核心观点 - 煤炭行业在“十五五”期间面临消费进入峰值平台期的转型挑战，但更需承担起在能源强国建设中的历史使命，其核心任务是“以煤炭安全稳定供应的最大确定性应对各种不确定性，兜牢国家能源安全底线”[2] - 随着新能源快速发展，现阶段没有煤炭的支撑新能源难以充分发挥作用，煤炭行业必须从传统的“增产保供”模式转向“控量提质”，通过转型升级来支撑新型能源体系建设[3][4][5] 能源强国坐标下的煤炭发展新定位 - “十四五”期间煤炭行业保障能力大幅提高，产业结构显著优化，为能源行业高质量发展奠定坚实基础，在能源安全中发挥着不可替代的兜底保障作用[3] - 支撑新型能源体系建设：新能源间歇性、波动性对电力系统稳定运行提出更高要求，煤炭煤电的兜底支撑和系统调节作用将更加突出，需通过优化产能结构、智能柔性生产改造升级、强化储备能力建设等方式提升煤炭供给的弹性调节能力[3] - 落实碳达峰碳中和战略：煤炭消费进入峰值平台期，发展将从“增产保供”进入“控量提质”新阶段，利用方式将由燃料向原料与燃料并重转变，必须加快数字化和绿色化在全产业链的融合应用，形成煤炭清洁高效利用体系[4] - 立足转型升级发展需要：非化石能源占能源消费比重到2035年将达到30%以上，煤炭行业需加快与新能源多能互补、耦合发展，打造煤基产业链绿色发展新亮点，形成产业绿色低碳转型“新赛道”[4] 能源强国目标下的煤炭发展新路径 - 优化生产开发布局：合理控制东部开发强度，稳定晋陕蒙产量规模，适度增加新疆矿区开发规模，扩大疆煤外运量，构建全国煤炭资源梯级开发、梯级利用格局[6] - 加快科技创新驱动：加大基础理论研究和关键技术攻关，突破资源开发、安全保障、绿色转型、数字智能等领域技术，推动煤矿安全高效与智能化开采、现代煤化工等装备制造能力提升[7] - 强化清洁高效利用：健全清洁生产和高效利用机制，强化煤炭洗选，推动煤矸石、矿井水无害化处理与综合利用，积极开展煤层气等共伴生资源开发利用，促进富油煤分质分级利用、煤炭高效转化等关键技术研发和产业化[7] - 推动煤炭与新能源融合：加快发展矿区光伏风电产业，盘活土地资源，推动矿区用能清洁替代，强化生产环节电气化改造，推进矿区可再生能源供暖制冷，建设高效低碳零碳厂区园区，降低矿区碳排放水平[7]

文章核心观点 - 《电力中长期市场基本规则》首次明确了新型主体的定义与参与市场交易的规定，为完善入市机制奠定了规则基础，推动新型主体入市机制建设是实现能源转型与电力市场建设的重点[2][3] 我国新型主体入市的实践探索及成效 - 已形成以新型储能、虚拟电厂、分布式能源及源网荷储一体化项目为核心的多元化新型主体体系，各类主体通过规范流程实现合法有序入市[4] - 新型储能已在山东、广东、甘肃、山西等多个省份实现规模化、模式化入市；虚拟电厂在浙江、山西等地开展试点；分布式能源在浙江、江苏、河北等省份探索绿电交易路径[4] - 各省市形成差异化市场参与机制：山东、广东储能以“报量报价”方式独立参与现货市场；甘肃采用“报量不报价”模式；山西允许储能自主选择方式；广东、甘肃、山西、山东等地储能可参与调频市场[5] - 广东虚拟电厂按资源属性分为负荷类与发电类，支持参与电能量、需求响应及辅助服务交易；山西允许虚拟电厂参与中长期、现货及辅助服务市场，并对灵活性调节给予补偿[5] - 河北、江苏、山西等省份允许分布式能源选择独立或聚合模式参与绿电交易[5] - 2024年浙江省在电力交易平台注册的新型主体数量已达145家[6] - 甘肃省的新型储能装机规模达442万千瓦/1153万千瓦时，山东省成功引导34座独立储能电站参与市场[6] - 浙江省建立的新型主体市场化响应机制，在2025年迎峰度夏期间单日最大调节负荷92.4万千瓦，累计调节电量约1000万千瓦时，有效缓解电网平衡压力[6] 《基本规则》对引导新型主体入市的重要作用 - 首次在国家层面明确新型主体的市场定义：指具备电力、电量调节能力且具有新技术特征、新运营模式的配电环节各类资源，分为单一技术类主体和资源聚合类主体[7] - 明确新型主体具有签订中长期交易合同、获得公平输配电及电网接入服务、获得签约分散资源信息等权利[8] - 明确新型主体具有履行中长期交易合同、提交结算担保品、执行信息披露等义务，资源聚合类主体还需履行零售合同、可再生能源消纳责任和消费义务[8] - 界定资源聚合类主体交易申报限额确定方式：根据注册资产总额、履约担保额度、代理或聚合用户的历史用电水平等风险平抑能力条件确定[9] - 完善资源聚合类主体合同签订：分散资源可与资源聚合类新型主体签订聚合服务合同参与电力中长期市场[9] - 健全资源聚合类主体结算方式：资源聚合类新型主体及分散资源需按照聚合服务合同明确的电能量价格单独结算[9] - 明确分散式风电、分布式光伏等可再生能源发电项目在电力市场建设初期可参与绿色电力交易[10] - 明确虚拟电厂可聚合分布式新能源参与绿电交易，应提前建立聚合服务关系，并在交易申报时将绿电申报电量全部关联至各分布式新能源项目[10] 进一步推动新型主体入市机制建设的建议 - 建立新型主体参与市场化响应、调频、备用等灵活调节市场响应性能评价标准，健全完善响应速度、持续时长、通信协议、计量精度等核心技术标准[11] - 针对不同类型新型主体开展定制化专业培训，增强其对辅助服务规则的理解和参与系统调节的能力[11] - 通过统一的中长期分时电价反映不同时间尺度的电力供需关系，引导中长期双边交易和现货交易衔接，通过市场化竞争形成合理分时交易价格[12] - 完善峰谷价差监测与引导机制，结合现货出清价格的峰谷差异及新型主体的投资与运行成本，合理划定峰谷价差区间，保障新型主体入市后综合收益能够支撑可持续运营[12] - 推动新型主体参与中长期市场、现货市场、辅助服务市场，并涵盖年度、月度、月内不同交割周期的产品，支持其通过多市场、多品种获取收益[13] - 丰富辅助服务交易品种，将备用、爬坡等快速调节服务纳入交易范围，以发挥新型主体响应速度快、调节精度高的技术优势[13] - 建立“按效果付费”的市场化补偿机制，依据调节性能实施阶梯式补偿，实现优质优价[13] - 推动聚合类新型主体按运行特性和调节能力进行分级管理，划分为可控型、调节型和响应型三个类别，建立健全相应的技术规范与运营管理标准[14] - 系统梳理并明确聚合主体层级关系，界定聚合商、聚合单元、聚合资源之间的功能边界与权责定位，推动建立多层级资源分级注册与准入机制[14]

光热发电的战略定位与核心价值 - 光热发电是技术密集型高端制造业，涉及精密机械、自动控制、高温材料等多个领域，其发展将带动精密镜场、特种熔盐、高温吸热器等设备材料发展，提升我国在全球新能源产业链中的竞争力 [2][3] - 光热发电工作原理与火电高度相似，通过聚光、储热、发电三步流程，能输出稳定电力，对电网极其友好 [2] - 光热发电是电网的稳定器与调节器，其自带储热系统（“巨型充电宝”）能在无日照时持续稳定供电，并能提供转动惯量以维持电网频率稳定，尤其适合西北地区 [3] 行业发展现状与成本趋势 - 我国已成功掌握塔式、槽式、线性菲涅尔式等主流光热发电技术，建成全球领先的产业链 [3] - 电站单位千瓦建设成本从10年前的约3万元下降至1.5万元，度电成本降至0.6元上下，已初步具备规模化发展基础 [3] - 政策提出到2030年，光热发电总装机规模力争达到1500万千瓦左右，度电成本与煤电基本相当 [2] 规模化发展面临的挑战与政策破解路径 - **破解成本之困**：政策通过推动规模化（预计装机年均增长近300万千瓦）和国产化替代来摊薄成本，以实现与煤电平价，为行业提供确定性市场预期以吸引长期资本 [4] - **破解技术之困**：装备大型化不足、核心技术和材料依赖进口导致造价高，政策鼓励关键设备国产化与性能优化，以提升设备可靠性、稳定性、效率和寿命 [4] - **破解协同之困**：政策明确光热发电在多能互补基地中的角色，解决电网调度与计价顾虑，鼓励其与光伏风电、算力中心、动力电池制造等协同发展，融入新型电力系统 [4] 未来至2030年的发展趋势 - **应用场景融合化**：主流模式将是“光热+”，即与光伏风电基地捆绑作为稳定电源，或与燃煤电厂耦合实现降碳增效，与其他能源形式深度融合 [5] - **技术路线多元化与精益化**：多种技术路线将根据资源条件竞争发展，降本核心转向智能化运维、效率提升和新材料应用，从追求装机规模转向追求更高发电效率和更低度电成本 [6] - **产业角色基石化**：光热发电企业将从单纯电量输出，向“发电+调峰+备用+供热”的多功能综合能源服务商转变，成为新型电力系统中不可或缺的支撑与调节电源 [6]