新能源与场站内配套储能如何协同参与交易，储能、虚拟电厂等资源如何响应现货价格，成为电力市场规则修订中的重要内容。
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）》进行修订，形成《电力现货市场基本规则（公开征求意见稿）》，向社会公开征求意见。此次征求意见时间为2026年10月19日至11月18日。
《征求意见稿》围绕市场成员、价格机制、交易组织、计量结算和风险防控等作出安排，提出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。
目前文件处于公开征求意见阶段。 稿件提出自2027年1月1日起施行、有效期5年，具体安排仍以正式发布文件为准。
支持联合报价，推动新能源与配储协同运营
《征求意见稿》明确，经营主体包括发电企业、售电公司、电力用户，以及新型储能、虚拟电厂、负荷聚合商、智能微电网、绿电直连项目等新型经营主体。经营主体须按要求完成市场注册，并具备参与现货市场所需的技术条件。
其中一项值得关注的安排是：支持新能源与场站内配套储能作为联合报价主体，参与电力现货市场申报、出清、调用、结算和考核等环节。
这项安排将新能源与场站内配储的协同延伸到交易和运行全过程。项目需要结合新能源出力预测、储能可用容量和充放电能力，统筹形成申报方案，并在运行中落实对应的调度要求。
在项目开发和设计阶段，也应提前考虑并网、控制、计量与数据交互等条件，使设备配置能够支撑后续市场参与和运营管理。
强调电力时空价值，价格信号更需结合项目条件分析
《征求意见稿》提出，电力现货市场原则上采用节点边际电价出清机制，形成反映电力时间和空间价值的市场价格信号。
通俗地说，电力价格既与时段有关，也与接入位置及电网输送约束有关。同样的发电量，在不同时间、不同节点，可能对应不同的市场价值。
结算方面，文件提出，原则上发电侧经营主体采用所在物理节点的日前和实时现货价格；现阶段，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所在物理节点价格结算。
因此，项目评估需要核对自身适用的交易和结算方式。对储能运营而言，分析充放电安排时，应结合实际价格、设备效率、运行约束和可用容量，研究不同情形下的运营表现。对产业园区等用电场景，则需要把负荷曲线与适用价格机制结合起来，识别可以调整的生产用电环节。
支持响应实时价格，同时落实可调度能力
《征求意见稿》提出，推动新型经营主体全面参与现货市场竞争，支持其响应实时市场价格信号。原则上，实时市场出清结果应实时向经营主体发布，引导灵活性资源及时响应。
与此相对应，新型经营主体应服从统一调度，提供承诺的可调度容量，并按规定提供运行参数、聚合资源类型和位置、用电量、负荷曲线等信息。
对储能和虚拟电厂而言，市场响应需要有实际能力支撑。设备是否可用、资源状态能否及时掌握、指令能否有效执行、运行数据能否准确回传，都会影响交易安排的落实。
资源聚合类主体还需要做好计量基础工作。文件提出，其在电力批发市场中的结算数据由被聚合资源计量数据加总形成，被聚合资源应具备独立计量条件；同时具有上、下网电量时，应区分各时段的上、下网电量。
加强市场衔接，细化计量与结算要求
《征求意见稿》提出，加强中长期市场、辅助服务市场与现货市场在交易时序、价格和结算等方面的衔接。
中长期合同应约定合同曲线或曲线形成方式，并明确分时电量、分时价格、结算参考点等关键要素。调频、备用、爬坡等辅助服务市场与区域、省级现货市场的联合出清拟逐步推动，现货市场与并网运行管理的衔接也将进一步完善，对同一行为不应重复承担经济责任。
结算方面，文件提出采用“日清月结”模式，每日清分、按自然月出具结算依据并开展电费结算；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。同时，电力市场结算不得设置不平衡资金池，各项结算项目需独立记录，事先明确分摊或返还方式。
对项目运营团队而言，这些安排要求交易、运行与财务管理形成衔接。合同曲线、实际运行数据、计量电量和结算依据之间，应当能够相互核对，便于及时发现差异、查明原因。
从联合报价到实时响应，再到计量结算，此次规则修订呈现出更加重视系统协同和全过程管理的方向。让设备能力、交易方案和实际运行相匹配，将是新能源与储能项目提升运营质量的重要基础。
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