分析人士告诉钛媒体APP，上述两政策公开征求意见标志着全国电力现货市场建立在即，将实时反映市场供需并进一步理顺价格机制，电价中枢有望上行；同时，有望理顺储能盈利模式，助推储能商业模式进一步跑通。但降本，依然是储能盈利的关键。
全国统一电力现货市场建立在即
《基本规则》是我国首次在国家层面对电力现货市场的规则进行了明确，不仅给出了电力现货市场建设的总体要求，还对市场成员、市场构成与价格、现货市场运营、衔接机制、计量、结算和信用管理等方面进行了界定。
根据《基本规则》，电力现货市场建设的目标是形成体现时间和空间特性、反映市场供需变化的电能量价格信号，发挥市场在电力资源配置中的决定性作用。
一般而言，按时间划分，将日以上的交易称为电力中长期交易（或远期交易），将日前及日以内的交易称为电力现货交易。电力现货市场、中长期市场和辅助服务市场为电力市场的基本功能模块。
《基本规则》明确了近期和远期任务。近期方面，要构建省间、省/区域现货市场，建立健全日前、日内、实时市场；做好调频、备用等辅助服务市场与现货市场的衔接，加快辅助服务费用向用户侧合理疏导；稳妥有序推动新能源参与电力市场；推动新兴市场主体参与交易；探索建立市场化容量补偿机制等。
远期方面，要进一步完善现货市场机制，健全中长期市场，健全电力辅助服务市场，推进更大范围内的辅助服务资源共享和互济；推动省/区域市场逐步融合，扩大省/区域市场范围，向全国统一电力市场体系过渡。
“两份征求意见稿是电力市场化改革和全国统一电力市场体系建设中的一个重要里程碑，吸纳了前期各省试点过程中的经验做法。”深圳市创新投资集团有限公司研究员林玮向钛媒体APP表示，建设现货市场有利于把电能量的时点价值及特定时点对应的辅助服务价值，以市场化的形式定价出来，这能够在新能源发电占比提高的当下，主动引导用户削峰填谷，平抑电网波动。
据了解，早在2017年，国家发改委和国家能源局就发布了《关于开展电力现货市场建设试点工作的通知》，选择南方（以广东起步）、蒙西、浙江等八个地区作为第一批试点。
2022年1月，两部门再联合出台《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》，提出到2025年，全国统一电力市场体系初步建成，到2030年，全国统一电力市场体系基本建成。3月，两部门再下发《关于加快推进电力现货市场建设工作的通知》，明确加快推进电力现货市场的总体要求。
截至目前，首批八个试点地区大部分已进入长周期连续运行阶段，第二批六个电力现货试点上海、江苏、安徽、辽宁、河南、湖北已全部启动模拟试运行，其中江苏目前已经过调电试运行，完成首次结算试运行。
根据中电联数据，2022年1-9月，全国各电力交易中心累计组织完成市场交易电量38889.3亿千瓦时，同比增长43.5%，占全社会用电量比重为59.9%，同比提高16个百分点。
银河证券电新团队指出，“电力现货市场化改革不断深化，制度框架基本完善，试点有望全面推广，持续优化市场资源配置，有望打开多元主体盈利空间。”
有储能企业人士也告诉钛媒体APP，此次意见稿出台意味着全国电力现货市场建立在即，将进一步理顺价格机制，利好电价弹性上升，将增厚电力运营商的收益。
有利于国内储能商业模式进一步跑通
事实上，此次两份意见稿出台，市场更多关注的是文件对储能行业发展的意义。
一直以来，由于储能成本由谁买单的问题未完全解决，储能作为成本项而非盈利项始终制约着储能行业规模化发展。即便是探索出“共享储能”，也难完全实现盈利。（更多内容详见钛媒体APP此前文章《万亿储能透视：一个新晋超级风口下的亢奋与迷茫｜钛媒体·封面》）但此次两份文件，直指储能盈利痛点，让储能行业颇为“兴奋”，二级市场多概念股大涨即为明证。
钛媒体APP注意到，《基本规则》明确，电力市场成员包括电力市场主体、电网企业和市场运营机构。其中，电力市场主体不仅包括各类型发电企业、电力用户（含电网企业代理购电用户）、售电企业，还包括了储能、分布式发电、负荷聚合商、虚拟电厂和新能源微店网等市场主体；市场运营机构则包括了电力交易机构和电力调度机构。且文件中明确要求，“推动储能等新兴市场主体参与交易”。
“文件对电力市场成员及其权利义务等作出明确界定，有助于厘清各主体责任，实际是明确了储能的市场地位，意味着未来储能不再是电网的配角，而成为主角，这势必将鼓舞整个储能市场的活跃度。”上述储能人士如是表示。
不止如此，《基本规则》中还提到，各地要结合实际需要探索建立市场化容量补偿机制，用于激励各类电源投资建设、保障系统发电容量充裕度、调节能力和运行安全；开展现货市场的地区，要做好现货市场与市场化容量补偿机制的衔接。
同时要求，电力现货市场通过竞争形成分时市场出清价格，并配套开展调频、备用等辅助服务交易；加强现货市场与调峰服务市场融合，推动与辅助服务联合出清，加快辅助服务费用向用户侧合理疏导。
上述储能企业人士称，“用户侧分担辅助服务成本，其实就是要让使用者承担储能的费用，而不是更多让建设者承担；容量补偿机制则能提升储能利用率，这些都能促进储能商业模式进一步跑通。”
银河证券电新团队也分析指出，未来独立储能有望受益于现货市场与容量补偿，独立储能收入来源可来自现货市场+租赁收入+容量补偿，国内独立储能的商业模式进一步改善。
降本仍是关键
“电力现货市场对新能源及储能、虚拟电厂等新兴主体的影响未必是正面的，可能会形成收益风险。”林玮则对钛媒体APP表达了不同的观点，其认为，首先，现货市场条件下的平均峰谷电价差不一定上升，反倒是可能由于市场机制的调节，引发用户主动削峰填谷，峰谷价差减小，且对基于天气的功率预测提出了更高要求。其次，储能和虚拟电厂在电网侧调用中属于成本较高的选项，一般调峰优先煤电气电，储能如不能快速降本，将很难有市场竞争力。再者，曲线可预计的高能耗厂家一般与售电公司签订长协价（低于标杆电价），现货市场交易较少，储能和其他场站一起参与现货交易，也不具备成本优势。
独立国际策略研究员陈佳也向钛媒体APP坦言，虽然两文件出台意义重大，但并不意味着中国储能市场建设与体制机制创新的工作可以躺平，反而是要激励广大储能市场建设参与者更加努力去破题创新。
其以虚拟电厂举例，这套机制并非“包治百病”，相比传统调峰体系它固然是一套非常先进的主动调峰市场化管理体系，但近期欧洲能源危机极大影响了其工作效率并危及欧盟各国能源安全。“简言之，这套体系强调的主动调峰是建立在欧盟体系电力系统能兼顾负荷与电源的市场化基础上的，当面对战争因素之时，其弱点被无限放大。欧洲大陆夏季遭遇高温旱灾，虚拟电厂也未能救民于水火。而今欧盟能源危机还在深化，除了国际政治和自然灾害这个起因，也有其电力系统机制抗风险不足的技术因素在内。”
林玮称，整体上看，储能、虚拟电厂等新模式等还有赖于各地政策推动，包括容量电价补偿或者调峰服务费（例如每千瓦时补贴0.3元等），即通过飞轮效应、规模效益推动快速降本。
