中国首次在国家层面对电力现货市场规则进行了明确。11月25日，国家能源局发布《电力现货市场基本规则（征求意见稿）》（下称《征求意见稿》），向社会公开征求意见。该文件旨在规范电力现货市场的运营和管理，依法维护电力市场主体的合法权益，推进统一开放、竞争有序的电力市场体系建设。

1、期盼已久的全国统一纲领终于出台

为何此次文件仅仅是征求意见稿就引起了大家的极大关注呢？因为实际上从2015年第二次电改以来，文件出台的有很多，但到目前为止全国都没有出台过这种纲领性的电力现货交易规则，这是第一次，而且还是征求意见稿。市场重视是因为全国这种总体规则终于出来了，解决了省间各自玩各自的一个局面。

当然这个文件还是一个比较务虚的文件，因为各省状况不同，实际情况差异太大，没有办法把条条框框限制的太死板，这样会限制各省的发展，此次文件最大的好处就是从全国性的给予了一个大方向，和精神思想，各个省可以在这个基础上再次细化量身制定使用自己的规则。

整体而言，此次征求意见稿的出台，可以说给各省电力现货市场如何走明晰了建设路径。

2、征求意见稿重点强调了哪几个方面？

推进电力市场化改革步伐，明确现货市场基本框架。

2015年我国新一轮电改启动后，电力市场化交易规模持续扩大，目前以中长期交易为主的市场化交易电量占全社会用电量比重已达到60％左右。电力现货交易作为市场化交易的重要组成，在出力波动性与间歇性较强的新能源占比持续提升的背景下，对于完善市场价格发现、保障新能源消纳意义重大。2017年以来，国家发改委、能源局先后批准两轮共14个省份及地区开展电力现货交易试运行，部分试点省份现货发展已初具规模，其中南方电力现货市场成交电量已经占到当地市场化交易电量的7％。此次“基本规则”正是基于各地区电力现货市场试运行结果后总结形成的框架性文件，对当前与未来各省份开展现货交易的建设路径与基本规则做出方向性指引，为全国统一电力市场建设奠定良好基础。

现货交易覆盖主体扩大，逐步衔接中长期与辅助服务市场。

“基本规则”明确电力现货市场参与主体包含发电企业、售电企业、电力用户，并新增储能、分布式、负荷聚合商、虚拟电厂、新能源微电网等新兴主体；交易类型包含日前、日内与实时交易，市场参与主体可根据自身实时发用电波动情况选择参与。与中长期交易相比，现货交易能够体现电能量的时点价值，通过边际定价模式为灵活调节电源提供体现价值的渠道。长期来看，预计电力现货市场将逐步衔接中长期市场与辅助服务市场，有助系统性成本疏导并激励提升电网灵活性的投资热情，提升新能源大规模接入后的电网消纳能力；此外，“基本规则”再次明确建立用户侧参与辅助服务费用的分摊与返还机制，储能、虚拟电厂、新能源微网等新兴主体有望通过现货市场中峰谷价差的扩大实现盈利模式优化。

提出现货市场限价机制降低运行风险，后续发展尚待各省细化政策催化。

由于现货市场相较于中长期市场规模较小，采用边际定价模式下容易出现极端价格，为避免现货价格超出市场参与主体承受能力，本次“基本规则”提出对现货市场的报价与出清进行限价，同时在确保机组回收成本并获得合理利润的基础上，对连续时间内的交易价格设置二级价格限制，有效防范非理性交易带来的市场风险。此次印发的“基本规则”仅为框架性的征求意见稿，后续现货市场的建设途径、覆盖主体、交易方式、价格机制还需参考各省电力现货规则的实际落地情况。

3、文件对储能行业发展的意义

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。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。

“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。”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。

“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。

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。

文章来源： 华尔街见闻，金融界，钛媒体APP