文章核心观点 - 《电力中长期市场基本规则》的发布首次明确了新型主体的定义与入市规定 为完善市场机制奠定规则基础 推动新型主体入市机制建设是实现各类调节性资源协同优化、推动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 - 入市主体类型明确 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合法有序入市 享有同等权利 初步形成多类型、广覆盖的参与格局 [4] - 参与机制多元创新 各省市结合自身禀赋探索差异化路径 例如新型储能在山东、广东以“报量报价”方式参与现货市场 在甘肃采用“报量不报价”模式 在山西可自主选择方式 虚拟电厂在广东按资源属性分类参与多类交易 在山西可参与中长期、现货及辅助服务市场并获得补偿 分布式新能源在河北、江苏、山西等地探索独立或聚合参与绿电交易 [5] - 市场参与规模持续扩大 系统调节效能提升 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 甘肃省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 浙江省建立的市场化响应机制在2025年迎峰度夏期间实现单日最大调节负荷92.4万千瓦 累计调节电量约1000万千瓦时 有效缓解电网压力 [6] 《基本规则》对引导新型主体入市的重要作用 - 明确新型主体入市交易的市场定义 首次在国家层面确立其市场地位与权责边界 将新型经营主体定义为具备调节能力且具有新技术特征、新运营模式的配电环节资源 分为单一技术类主体和资源聚合类主体 并明确了其市场权利与义务 [7] - 优化资源聚合类新型主体的交易机制 规范分散资源聚合参与市场的方式 包括根据资产总额、履约担保额度等条件确定虚拟电厂、负荷聚合商的交易申报限额 允许分散资源与聚合主体签订聚合服务合同参与中长期市场 以及按照合同明确的电能量价格进行单独结算 [8][9] - 推动分布式新能源参与绿电交易 明确分散式风电、分布式光伏等可在市场建设初期参与绿色电力交易 并允许虚拟电厂聚合分布式新能源参与绿电交易 需提前建立聚合服务关系并在申报时将绿电电量关联至各分布式项目 [10] 进一步推动新型主体入市机制建设的建议 - 推动新型主体资源参与系统调节 建议建立参与灵活调节市场的技术要求和准入机制规范化 制定响应性能评价标准并细化核心技术要求 同时针对不同类型主体开展定制化专业培训以增强其参与能力 [11] - 形成合理的市场价格信号 建议通过统一的中长期分时电价反映供需关系 引导中长期与现货交易衔接 保障新型主体长期稳定收益 同时完善峰谷价差监测与引导机制 结合现货出清价格与主体成本合理划定价差区间 保障其可持续运营 [12] - 拓展新型主体收益渠道 建议推动新型主体参与中长期、现货、辅助服务等多市场及多时间尺度产品交易 丰富辅助服务交易品种如备用、爬坡等 并建立“按效果付费”的阶梯式补偿机制以实现优质优价 [13] - 细化聚合类新型主体分类 建议按运行特性和调节能力将其划分为可控型、调节型和响应型进行分级管理 建立健全相应技术规范与运营标准 并系统梳理聚合主体层级关系 推动建立多层级资源分级注册与准入机制 [14]