本周行情回顾：本周（10.19-10.23）上证指数报收3690.48点，下跌0.69%，沪深300指数报收4105.33点，下跌1.57%。中信电力及公用事业指数报收3024.21点，下跌1.85%，跑输沪深300指数0.28pct，位列30个中信一级板块涨跌幅榜第18。
　　本周行业观点：
　　国家发改委发布《电力现货市场基本规则》的修订征求意见稿。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”。
　　明确了正式主体名单，新能源和配套储能作为联合报价主体：试行版里只说明了发电企业、售电公司、电力用户三类主体，征求意见稿把新型储能、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。此外，新能源电站可以和站内配套储能作为联合报价主体，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。
　　电价机制收敛，只保留节点边际电价：2023年版给出三种选项：阻塞严重、输电受限的地区宜用节点边际电价；存在明显阻塞断面的地区宜用分区边际电价；以统一边际价格作为系统电价的，可不区分节点或价区。新版只保留一种：原则上采用节点边际电价。目前29个省级现货市场中，发电侧已有26个执行节点电价，变化实际影响相对有限。
　　结算方式逐步由差量结算向差价结算转变：2023年版列出电能量批发市场的两种结算方式，一种是现货全电量按现货价格结算、中长期合同按差价合约处理；另一种是中长期合同电量按合同价格结算、偏差按现货价格结算。新版改为区域与省级现货市场逐步由差量结算向差价结算转变，并做好与省间结算的衔接。全电量按现货结算后，价格波动会完整进入收入和成本，中长期合约转为价格对冲工具，不再承担必须发电或用电的物理交割功能。
　　建立发电机组运行成本补偿机制：新版要求建立发电机组运行成本补偿机制，对因保障系统安全运行需要、且未能通过现货电能量价格补偿的启动成本、空载成本、边际成本进行合理补偿。
　　国家能源局发布《关于推动煤电与新能源融合发展的实施意见》，鼓励煤电与新能源场景融合。国家能源局公开《关于推动煤电与新能源融合发展的实施意见》，明确五类融合场景，并提出到“十五五”末，煤电与新能源融合场景模式成熟应用，融合项目相较改造建设前的年度碳排放水平显著降低。
　　文件划定五类场景模式，量化降碳目标。新能源直接接入近区公用煤电机组实现协同送出消纳、新能源直接接入近区公用热电联产煤电机组实现清洁供热、海上风电直接接入沿海公用煤电机组实现协同送出消纳、近区新能源接入自备煤电机组实现打捆利用、厂内或近区新能源直连煤电厂用能系统实现煤电自身用能绿色替代。其中三类模式鼓励项目碳排放较改造前下降5%以上、力争降幅达到10%。
　　松绑配套新能源消纳约束，存量煤电收益进一步向调节功能倾斜。融合项目的新能源规模要与煤电改造新增的调节能力相匹配，新能源弃电不纳入利用率统计与考核，消纳约束实质松绑。对于煤电来讲，存量机组由“被替代资产”变成“资源配置平台”，灵活性改造成为换取新能源指标的资本开支，收益结构进一步向容量电价+辅助服务+现货价差倾斜；对于新能源来讲，拿到不占存量通道、不计消纳考核的增量空间，后续收益率主要取决于自身变现能力。
　　发改委印发《能源保供中长期合同管理办法（试行）》，保供合同上升为制度化安排。10月23日，国家发展改革委印发《能源保供中长期合同管理办法（试行）》（2026年第50号令），自2026年12月1日起施行。我国首次将电煤、电力、天然气三类能源保供中长期合同纳入统一制度框架，保供合同管理经验正式上升为国家层面的制度化安排。
　　电煤合同：一年起签，鼓励多年合同，价格机制按“基准价+浮动价”机制签订。电煤保供中长期合同由供应方与需求方签订、期限原则上1年及以上、接受政府指导和监管的煤炭购销合同，鼓励签订多年合同。在资源保障上，电煤合同资源保障总量原则上覆盖需求总量并保持合理充裕，煤炭生产企业应当足额落实资源。在价格机制上，以港口价格计算的合同应当按照“基准价+浮动价”机制签订；以产地价格计算的合同应当建立价格月度调整机制。
　　电力合同：风光大基地“先谈价、后核准”，新能源长期收益锁定。跨省跨区方面，涉及国家能源战略和规划的跨省跨区电量，应当通过1年及以上合同全额签约；大型风电光伏基地等跨省跨区送电项目核准前，送电方与受电方应当协商形成送电价格机制。风光大基地在项目核准前就要锁定送电价格机制，项目长期收益预期更加清晰。省内市场方面，合同签约量应当满足稳定电力生产供应基本秩序的需要，达到供需双方上一年度发（用）电量的一定比例；合同价格由市场交易形成，鼓励建立与市场供需、用户承受力、发电燃料成本等关联的价格浮动机制，各地不得强制要求签