【事件】
11月25日，国家能源局综合司今日发布《电力现货市场基本规则（征求意见稿）》，推动储能、分布式发电、负荷聚合商、虚拟电厂和新能源微电网等新兴市场主体参与交易。以下为重点提及
内容梳理：
1）电力市场主体：包括各类型发电企业、电力用户、售电企业、【储能】、分布式发电、负荷聚合商、虚拟电厂和新能源微电网等。推动储能、分布式发电、负荷聚合商、虚拟电厂和新能源微电网等新兴市场主体参与交易。
2）各地探索建立容量补偿机制：各地需结合实际需要，【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。
3）辅助服务市场与现货市场相结合：做好调频、备用等辅助服务市场与现货市场的衔接，加强现货市场与调峰辅助服务市场融合，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】。
4）健全电力辅助服务市场。结合各地电力系统运行需要，建立健全无功服务、黑启动的市场化采购机制，探索爬坡等新型辅助服务交易品种，推进更大范围内的辅助服务资源共享和互济。
5）现货市场起步阶段，可单独开展调频辅助服务交易；具备条件时，电能量市场与调频辅助服务市场联合出清。
1、政策解读
1）容量补偿：
A、第一次从国家层面提出容量补偿机制，后续预计各省将基于自身实际情况制定规则。
B、费用承担主体：山东从去年开始，近期甘肃，承担费用的主体加入发电主体。
C、补偿方式：预计储能将参照火电标准进行补偿，储能利用小时数的上升，意味着可以获得的容量补偿金额也会增加。
2）现货市场：
A、预计2023年除试点省份以外，大部分省份将开启模拟试运行，试点省份加紧结算试运行。第二批试点省份当前推进速度较慢，只有江苏完成试运行，其他还在试运行阶段。
B、目前广东、甘肃、山东、山西已经实现全年长时间运行。模拟试运行周期：出台到结束、政策修订，周期接近9个月。
3）辅助服务市场：
A、过去主要是发电企业承担费用，目前广东、山西等已经有效往用户侧传导。
B、其中一次调频：目前山西的一次调频是付费的，补偿价格较高。
C、储能与火电效果对比：调用火电进行一次调频，机组会频繁开合，寿命、煤耗增加，成本更高，且储能进行一次调频效率较好。
D、5月1日生效规定，新能源电站必须配备10%一次调频需求：大部分省份还没有推进，政策定义较模糊。
2、对电价影响
1）火电电价预计溢价会变高，近期数据看现货市场最高溢价可达30%（超过上浮20%）；
2）新能源电价预计价格会降低，中长期预计价格会趋于稳定。
3、部分省份不再要求强制配储
1）只要省级新能源规划和储能规划相匹配，就可以视作达标。
2）目前独立储能收益包括容量付费、服务付费，预计未来【不与实际需求挂钩的租赁模式会被逐步替代】，转向甘肃模式：
A、纯粹的独立储能电站、不做租赁；
B、共享储能电站，做租赁服务的再做辅助服务/现货套利，收入根据租赁比例进行分摊；没有租赁的功率参与辅助服务/现货套利，收入全部属于自己。
4、下一步政策可能方向
电网投资的储能电站，主要功能是做备用、缓解电网容量负荷、给特高压做应急支撑，这一块还没有明确收入来源，未来有希望建设回收机制。
【机构观点】
1、本次政策推出，从容量补偿、现货市场，全国范围确定独立储能的商业模式（可以理解为山东模式在全国范围内推广）。
2、往2023年看，看好国内独立储能的商业模式进一步跑通，带来相关产业链健康化发展：
1）容量补偿机制：极大利好储能建设，国内储能当前存在利用率较低的问题，往未来看，各省份的储能主动提高利用率，将能提高容量补偿收入。
2）电力现货市场：此前的电力现货市场推进，处于个别省份级别（试点省份2017年8个省、2021年再推5个省），各试点省份的实际运行情况各异。此次文件为国家能源局层面发布，未来现货市场有望在全国范围加速推广。
3）山东经验，独立储能的收入来源主要来自现货市场+租赁收入+容量补偿，山东模式的全国推广，将有望带动国内储能项目主动探索获利可能（不再仅强配作为成本项）。投资层面，储能利用率提升、商业模式跑通，将有望带动下游对供应商的选择从成本优先转向质量优先，未来看好具备产品优势的相关供应商跑出alpha优势。
3、对风光电站：完全实行现货市场后，配储将能有效提高经济性（配建储能/参与独立储能收益分成，现货电价峰值售电获得更高收益），有望由强制配储转向主动配储。
