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]