事件：2026年10月19日，国家发展改革委发布公告，对《电力现货市场基本规则（试行）》（发改能源规〔2023〕1217号）进行修订，形成《电力现货市场基本规则（公开征求意见稿）》。
　　征求意见稿支持新能源与场站内配套储能作为联合报价主体，参与电力现货市场的申报、出清、调用、结算和考核。主要变化在于，申报环节允许把风电光伏的出力预测与储能的充放电计划合并优化，同时，结算环节承认联合主体的整体结算地位，储能的价值不再被场站平均电价摊薄，考核环节同步绑定，偏差责任由联合主体承担，储能"装了不用、用了不满"的行为会被考核约束。
　　价格机制：节点边际电价出清，发电侧按物理节点结算。征求意见稿明确现货市场原则上采用节点边际电价出清机制，发电侧经营主体结算采用所在物理节点价格；用户侧暂按全市场或分区的统一结算点价格结算，支持具备条件的地区探索按物理节点价格结算。发电侧和储能侧按节点价结算，阻塞区域的价差可以被本地储能捕获，储能选址的经济价值上升。但用户侧仍按统一结算点价，意味着用户侧储能短期内无法通过节点价差获利。
　　新型经营主体名单：新增智能微电网、绿电直连项目。依据650号文（绿电直连）、688号文（多用户绿电直连）建成的项目，以及零碳园区、工业绿色微电网等业态，获得了参与现货市场的正式身份，不必再借用分布式发电或用户侧的通道。
　　结算：日清月结，差量结算转向差价结算。现货采用"日清月结"，并逐步推动区域与省级现货市场由差量结算向差价结算转变，做好与省间结算衔接。差价结算让中长期合约与现货的接口标准化，合约管理、结算校核、偏差分析的技术要求同步上升，带来交易软件与托管运营需求。
　　政策带来增量价值：按照既有政策，储能系统的收益来源主要包括三部分，容量电价提供政策性保底，电能量市场贡献套利收益，辅助服务贡献调节收益。而新征求意见稿落地实施后，对资产方，价值在于收益可预期性提升、可融资性提升；对设备方，价值在于配储从"最低价中标"转向"可用率与全周期收益"考核，质量溢价开始有意义。
　　投资建议:建议关注三大投资方向。
　　①交易决策与托管运营。现货全覆盖、联合报价、差价结算三项叠加，使报价能力成为独立可售商品，建议关注如国能日新、国电南瑞、国网信通、东方电子。
　　②储能系统与PCS等。配储质量要求提升带来结构性需求，建议关注如阳光电源、海博思创、上能电气、科华数据、盛弘股份等。
　　③新能源运营商。联合报价提升场站收益、降低偏差考核，是新规则的受益方，但目前板块更大的矛盾是上网电价市场化后的电价下行与利用小时压力，建议关注如三峡能源、龙源电力等。
　　风险提示：政策落地不及预期、项目投资不及预期、电价不及预期