2026年10月19日，国家发展改革委发布《电力现货市场基本规则（公开征求意见稿）》，征求意见期至11月18日。这份2023年试行版规则的首次全面修订，最受光伏与储能行业关注的变化是：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、结算和考核全流程。新能源配储的收益模式，终于有了全国性规则依据。
联合报价 光储从"各自为战"走向"协同套利" 过去几年，多地强制要求新能源项目按比例配建储能，但配建储能长期处于"建而不用、用而不赚" 的尴尬状态 —— 要么按调度指令被动充放，缺乏市场化收益渠道；要么作为独立主体注册时，因规模小、位置分散难以参与现货交易。新能源和配套储能在市场上是两个独立角色，明明在同一个场站里，却各自为战，无法协同优化报价策略。 新规第八条直接打通了这堵墙：支持新能源与场站内配套储能作为联合报价主体参与现货市场全流程。这句话的分量在于，它从国家层面确立了 "光储一体" 的市场地位。光伏出力不足时，储能顶上报价；光伏大发、电价低迷时，储能充电套利。两个主体在同一节点协同运行，收益模型从"光伏发电收益+储能被动调度补偿"，变成 "光储联合优化后的综合收益最大化"。 从行业逻辑看，这一变化与光伏装机占比持续攀升的系统现实直接相关。强制配储如果不能转化为有效的调节能力，就只是系统的成本而非资源。联合报价机制本质上是让储能从"合规成本"转向"收益资产"，通过价格信号引导其在合适时段充放电，既服务了系统调节需求，也为光伏项目打开了第二增长曲线。 节点边际电价 光储套利有了精准的价格信号 征求意见稿明确，电力现货市场原则上采用节点边际电价出清机制。简单说，不同并网点的电价会因电网阻塞、电力供需差异而不同 —— 电力紧缺区域电价更高，电力富余区域电价更低。 这对光储项目的意义非常直接：光伏大发时段，并网点处于电力富余区域，电价可能被压低甚至出现负电价，此时配套储能充电相当于 "低价买入"；晚间负荷高峰、光伏退场时，并网点电价走高，储能放电套利空间随之扩大。节点电价机制为光储联合优化提供了精确到位置的价格信号，联合报价策略才有了真正的施展空间。 与节点电价配套的还有两项机制：一是发电机组运行成本补偿，对因保障系统安全而未能通过现货价格回收的启动、空载等成本合理补偿；二是市场限价机制，防止价格极端波动，共同构成价格安全边界。 新型主体正式 "转正"，辅助服务联合出清 征求意见稿将新型储能、虚拟电厂、负荷聚合商、智能微电网、绿电直连等统一归入 "新型经营主体" 类别，并在权利义务上与传统发电企业对等，享有同等的市场参与权、结算异议申请权和电网接入服务权，同时承担服从调度、提供运行参数等义务。这标志着新型储能从 "试点探索" 正式纳入市场化轨道。 另一条与储能密切相关的是第四十二条：逐步推动调频、备用、爬坡等辅助服务市场与现货市场联合出清，并明确 "对同一行为不应重复承担经济责任"。联合出清意味着储能不再需要在电能量市场和辅助服务市场之间二选一，可以在同一优化框架下选择最优参与方式；而 "不重复考核" 的承诺，打消了市场主体左右为难的顾虑。 结算方面，现货市场采用 "日清月结" 模式，发电侧按所在物理节点价格结算。同时提出逐步推动区域和省级现货市场由差量结算向差价结算转变，中长期合同将演变为风险管理工具，现货市场真正成为电能量价格的 "发现者"。 把这些条款串联起来可以看出，光伏与配套储能以联合主体身份注册入市，在节点边际电价引导下协同优化报价，既参与电能量现货交易获取价差收益，也通过联合出清参与辅助服务市场，按物理节点价格日清月结。 当然，征求意见稿距正式落地还有一个月意见征集期，各省后续还需制定实施细则，联合报价的技术规范、辅助服务联合出清的操作流程等细节仍待明确。但大方向已经非常清楚：储能的调节价值，正在被市场化机制逐步承认和兑现。 对光伏储能行业而言，这是从 "政策驱动" 走向 "市场驱动" 的关键一步。
