分析人士告訴鈦媒體APP，上述兩政策公開征求意見標志著全國電力現貨市場建立在即，將實時反映市場供需并進一步理順價格機制，電價中樞有望上行；同時，有望理順儲能盈利模式，助推儲能商業模式進一步跑通。但降本，依然是儲能盈利的關鍵。
全國統一電力現貨市場建立在即
《基本規則》是我國首次在國家層面對電力現貨市場的規則進行了明確，不僅給出了電力現貨市場建設的總體要求，還對市場成員、市場構成與價格、現貨市場運營、銜接機制、計量、結算和信用管理等方面進行了界定。
根據《基本規則》，電力現貨市場建設的目標是形成體現時間和空間特性、反映市場供需變化的電能量價格信號，發揮市場在電力資源配置中的決定性作用。
一般而言，按時間劃分，將日以上的交易稱為電力中長期交易（或遠期交易），將日前及日以內的交易稱為電力現貨交易。電力現貨市場、中長期市場和輔助服務市場為電力市場的基本功能模塊。
《基本規則》明確了近期和遠期任務。近期方面，要構建省間、省/區域現貨市場，建立健全日前、日內、實時市場；做好調頻、備用等輔助服務市場與現貨市場的銜接，加快輔助服務費用向用戶側合理疏導；穩妥有序推動新能源參與電力市場；推動新興市場主體參與交易；探索建立市場化容量補償機制等。
遠期方面，要進一步完善現貨市場機制，健全中長期市場，健全電力輔助服務市場，推進更大范圍內的輔助服務資源共享和互濟；推動省/區域市場逐步融合，擴大省/區域市場范圍，向全國統一電力市場體系過渡。
“兩份征求意見稿是電力市場化改革和全國統一電力市場體系建設中的一個重要里程碑，吸納了前期各省試點過程中的經驗做法。”深圳市創新投資集團有限公司研究員林瑋向鈦媒體APP表示，建設現貨市場有利于把電能量的時點價值及特定時點對應的輔助服務價值，以市場化的形式定價出來，這能夠在新能源發電占比提高的當下，主動引導用戶削峰填谷，平抑電網波動。
據了解，早在2017年，國家發改委和國家能源局就發布了《關于開展電力現貨市場建設試點工作的通知》，選擇南方（以廣東起步）、蒙西、浙江等八個地區作為第一批試點。
2022年1月，兩部門再聯合出臺《關于加快建設全國統一電力市場體系的指導意見》，提出到2025年，全國統一電力市場體系初步建成，到2030年，全國統一電力市場體系基本建成。3月，兩部門再下發《關于加快推進電力現貨市場建設工作的通知》，明確加快推進電力現貨市場的總體要求。
截至目前，首批八個試點地區大部分已進入長周期連續運行階段，第二批六個電力現貨試點上海、江蘇、安徽、遼寧、河南、湖北已全部啟動模擬試運行，其中江蘇目前已經過調電試運行，完成首次結算試運行。
根據中電聯數據，2022年1-9月，全國各電力交易中心累計組織完成市場交易電量38889.3億千瓦時，同比增長43.5%，占全社會用電量比重為59.9%，同比提高16個百分點。
銀河證券電新團隊指出，“電力現貨市場化改革不斷深化，制度框架基本完善，試點有望全面推廣，持續優化市場資源配置，有望打開多元主體盈利空間。”
有儲能企業人士也告訴鈦媒體APP，此次意見稿出臺意味著全國電力現貨市場建立在即，將進一步理順價格機制，利好電價彈性上升，將增厚電力運營商的收益。
有利于國內儲能商業模式進一步跑通
事實上，此次兩份意見稿出臺，市場更多關注的是文件對儲能行業發展的意義。
一直以來，由于儲能成本由誰買單的問題未完全解決，儲能作為成本項而非盈利項始終制約著儲能行業規模化發展。即便是探索出“共享儲能”，也難完全實現盈利。（更多內容詳見鈦媒體APP此前文章《萬億儲能透視：一個新晉超級風口下的亢奮與迷茫｜鈦媒體·封面》）但此次兩份文件，直指儲能盈利痛點，讓儲能行業頗為“興奮”，二級市場多概念股大漲即為明證。
鈦媒體APP注意到，《基本規則》明確，電力市場成員包括電力市場主體、電網企業和市場運營機構。其中，電力市場主體不僅包括各類型發電企業、電力用戶（含電網企業代理購電用戶）、售電企業，還包括了儲能、分布式發電、負荷聚合商、虛擬電廠和新能源微店網等市場主體；市場運營機構則包括了電力交易機構和電力調度機構。且文件中明確要求，“推動儲能等新興市場主體參與交易”。
“文件對電力市場成員及其權利義務等作出明確界定，有助于厘清各主體責任，實際是明確了儲能的市場地位，意味著未來儲能不再是電網的配角，而成為主角，這勢必將鼓舞整個儲能市場的活躍度。”上述儲能人士如是表示。
不止如此，《基本規則》中還提到，各地要結合實際需要探索建立市場化容量補償機制，用于激勵各類電源投資建設、保障系統發電容量充裕度、調節能力和運行安全；開展現貨市場的地區，要做好現貨市場與市場化容量補償機制的銜接。
同時要求，電力現貨市場通過競爭形成分時市場出清價格，并配套開展調頻、備用等輔助服務交易；加強現貨市場與調峰服務市場融合，推動與輔助服務聯合出清，加快輔助服務費用向用戶側合理疏導。
上述儲能企業人士稱，“用戶側分擔輔助服務成本，其實就是要讓使用者承擔儲能的費用，而不是更多讓建設者承擔；容量補償機制則能提升儲能利用率，這些都能促進儲能商業模式進一步跑通。”
銀河證券電新團隊也分析指出，未來獨立儲能有望受益于現貨市場與容量補償，獨立儲能收入來源可來自現貨市場+租賃收入+容量補償，國內獨立儲能的商業模式進一步改善。
降本仍是關鍵
“電力現貨市場對新能源及儲能、虛擬電廠等新興主體的影響未必是正面的，可能會形成收益風險。”林瑋則對鈦媒體APP表達了不同的觀點，其認為，首先，現貨市場條件下的平均峰谷電價差不一定上升，反倒是可能由于市場機制的調節，引發用戶主動削峰填谷，峰谷價差減小，且對基于天氣的功率預測提出了更高要求。其次，儲能和虛擬電廠在電網側調用中屬于成本較高的選項，一般調峰優先煤電氣電，儲能如不能快速降本，將很難有市場競爭力。再者，曲線可預計的高能耗廠家一般與售電公司簽訂長協價（低于標桿電價），現貨市場交易較少，儲能和其他場站一起參與現貨交易，也不具備成本優勢。
獨立國際策略研究員陳佳也向鈦媒體APP坦言，雖然兩文件出臺意義重大，但并不意味著中國儲能市場建設與體制機制創新的工作可以躺平，反而是要激勵廣大儲能市場建設參與者更加努力去破題創新。
其以虛擬電廠舉例，這套機制并非“包治百病”，相比傳統調峰體系它固然是一套非常先進的主動調峰市場化管理體系，但近期歐洲能源危機極大影響了其工作效率并危及歐盟各國能源安全。“簡言之，這套體系強調的主動調峰是建立在歐盟體系電力系統能兼顧負荷與電源的市場化基礎上的，當面對戰爭因素之時，其弱點被無限放大。歐洲大陸夏季遭遇高溫旱災，虛擬電廠也未能救民于水火。而今歐盟能源危機還在深化，除了國際政治和自然災害這個起因，也有其電力系統機制抗風險不足的技術因素在內。”
林瑋稱，整體上看，儲能、虛擬電廠等新模式等還有賴于各地政策推動，包括容量電價補償或者調峰服務費（例如每千瓦時補貼0.3元等），即通過飛輪效應、規模效益推動快速降本。
