2026 年 10 月 19 日，国家发改委发布了《电力现货市场基本规则》的修订征求意见稿。对比 2023 年的试行版，最核心的变化是：新型储能、虚拟电厂这类主体的定位，从原来的 “鼓励参与” 调整为 “推动全面参与”。
这次修订的实质改动一共有三处，全部集中在经营主体的界定和参与方式上。
第一处是明确了正式主体名单。试行版里只写了发电企业、售电公司、电力用户三类，新型储能这类主体怎么进场，全交给各地试点自己安排。这次征求意见稿直接把新型储能、虚拟电厂、负荷聚合商、智能微电网、绿电直连项目都列进了经营主体范围，要求它们在注册、报价、结算全环节都有独立身份，不能再挂靠在发电侧或者用户侧名下。
第二处是政策定调升级，从 “鼓励参与” 变成 “推动全面参与”，还写明支持这类主体响应实时市场价格信号。政策文本里的 “鼓励”，一般意味着没有配套落地机制，参不参与都可以；“全面参与” 则要求在准入、计量、结算上拿出具体规则。但要说明的是，“全面参与” 不等于强制入市，也不是所有新型主体立刻都能直接报价，最终落地还要看各省的实施方案。
第三处影响最具体：新能源电站可以和站内配套储能作为联合报价主体，一起参与申报、出清、调用、结算和考核全流程。试行版里，配套储能大多只是新能源并网的硬性要求，属于项目成本项，储能本身不进场报价。改成联合报价之后，储能的充放电计划要和风光出力预测绑在一起上报，市场出清后按联合主体统一结算，偏差考核也由联合主体共同承担。
简单说，就是把储能的调节价值和新能源的消纳需求，打包进同一个报价单元里定价；对应的代价是，储能的考核风险从 “基本不单独考核” 变成了 “随场站一并考核”。对配储比例高、出力波动大的新能源场站，这一条的影响最直接。
从收益结构上看，两者的差别更清楚。目前独立储能的收入大致分四块：容量租赁、容量补偿、辅助服务、峰谷价差套利。
前三块的定价权在政府或电网，第四块跟着中长期分时电价走。现货价差套利在多数省份还只是补充收入。原因很简单，目前能连续运行现货市场的地区有限，价差也不稳定。
2017 年 8 月，发改委、能源局选定 8 个地区开展现货试点，南方以广东起步，加上蒙西、浙江、山西、山东、福建、四川、甘肃；之后山西、广东、山东、甘肃等省份陆续从试运行转入正式运行。但省间和省内进度不一，全国范围的连续现货市场还没实现。
这次规则给了新型主体独立报价的通道，但收益能不能兑现，还要看两个地方变量。
一是价差。午间光伏出力集中、晚高峰缺口明显的省份，储能 “低充高放” 的套利窗口清晰，独立报价身份就有实际价值；价差小的省份，容量租赁和容量补偿仍是主要收入来源，现货套利只能算增量。同一份规则落到不同省份，储能的收益结构差别不小。
二是准入门槛。虚拟电厂、负荷聚合商能不能真正参与，关键看分散资源能不能达到最小申报规模，以及计量、通信、遥测条件是否达标。这些具体参数都写在各省实施方案里，不在这份全国规则中。
还有，绿电直连项目也被列入了经营主体。此前这类项目主要靠双边协议和输配电价政策处理电量与结算，纳入市场主体后，它和公共电网的结算关系需要明确规则。这次征求意见稿只明确了它的主体身份，具体结算标准还要等后续文件和地方细则。
内容来源：网络综合编辑
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