10月12日，国家发改委、能源局发布《关于进一步加快电力现货市场建设工作的通知》（以下简称“《通知》”），主要有两大方面值得重点关注，一是明确2023年底，全国大部分省份/地区具备电力现货试运行条件，二是鼓励新型主体参与电力市场，探索“新能源+储能”等新方式进入现货市场。
一方面，《通知》给各地电力现货市场建设划定了时间表。其中提到，推动现货市场转正式运行，有序扩大现货市场建设范围，加快区域电力市场建设。
我国电力现货市场试点已有6年，第一批电力现货试点有8个地区，包括（南方（以广东为起步）、山西、浙江、四川、福建、山东、甘肃、蒙西）；第二批试点的有6个地区，包括上海、江苏、安徽、辽宁、河南、湖北。目前，大部分试点地区已开展现货市场长周期运行。
《通知》表示，福建在2023年底前开展长周期结算试运行，浙江在2024年6月前启动现货市场连续结算试运行，辽宁、江苏、安徽、河南、湖北、河北南网、江西、陕西等力争在2023年底前开展长周期结算试运行，其他地区（除西藏外）加快推进市场建设，力争在2023年底前具备结算试运行条件。
南方区域电力现货市场在2023年底前启动结算试运行，2023年底建立长三角电力市场一体化合作机制，加快推动长三角电力市场建设工作。京津冀电力市场在条件成熟后，力争2024年6月前启动模拟试运行。此外，《通知》出台后，已连续运行一年以上的山东、山西、广东等省份将转为正式运行。
另一方面，《通知》将推动新型主体加速进入现货市场。《通知》中表示，加快开放各类电源参与电力现货市场，分布式新能源装机占比较高的地区，推动分布式新能源上网电量参与市场，暂未参与所在地区现货市场的新能源发电主体，应视为价格接收者参与电力现货市场出清。鼓励新型主体参与电力市场，推动储能、虚拟电厂、负荷聚合商等新型主体在削峰填谷、优化电能质量等方面发挥积极作用，探索“新能源+储能”等新方式。
虽然目前我国新能源配储参与电力市场现货交易仍在探索中，但作为我国电力市场建设走在前沿的省份，山东省在今年7月实现新能源与配建储能作为联合主体参与市场化交易，山东岛南国投海上风电场成为国内首家配建储能与其风电发电主体联合入市的新能源场站。
此外，《通知》还明确了用户侧主体入市的相关要求。不断扩大用户侧主体参与市场范围，在电力现货市场运行区域，电网企业要定期预测代理购电工商业用户用电量及典型负荷曲线，通过场内集中交易方式代理购电。代理购电用户以报量不报价等方式、作为价格接受者参与现货市场。换言之，代理购电用户需承担现货市场电价波动风险。
值得注意的是，近期关于储能参与电力现货市场的政策密集出台。9月18日，国家发展改革委、国家能源局印发《电力现货市场基本规则（试行）》，首个国家级电力现货市场交易规则落地。
随后，9月21日，国家能源局南方监管局、广东省能源局正式印发《广东省独立储能参与电能量市场交易细则（试行）》，明确5MW/1h独立储能准入中长期/现货市场，可按照“报量报价”或“报量不报价”的方式参与现货电能量交易。
安徽电力交易中心也在近期发布了《安徽电力现货电能量市场交易实施细则》、《安徽电力现货市场结算实施细则》等5个配套细则、《安徽电力现货市场运营基本规则（结算试运行第2版）》，包括独立储能在内的市场主体，可以参与电力电力现货市场。其中，独立储能中长期价格执行中长期市场合约价格，现货市场充、放电价格均采用所在节点的电价，采用报量报价或自调度的模式。
不难发现，现阶段，我国电力现货市场建设及储能参与电力现货市场全面加速，与部分业内人士的预判基本一致。
远景首次在业内提出储能的本质是交易。远景智能解决方案总经理郑颖在接受媒体采访时表示，“交易不是储能的未来，是现在。”远景集团高级副总裁田庆军也表示，“2025年中国将开启大规模电力现货交易。”
采日能源董事长李峰曾表示，对于整个电力系统储能而言，储能的本质不是“储”、而是“调”，“调”本身就带有互联网的属性。电网必须依赖储能，从而形成可调度、可控制、平衡的运行模式。采日能源快速攻占用户侧储能市场份额的终极目标，是逐步成为以储能为核心的能源数字化运营商，并深度参与电力交易。
高工储能认为，深度参与电力现货市场交易将进一步打开储能的盈利空间，不过，具体能在现货市场中获得多少收益，取决于不同地区电价和交易策略，储能的盈利测算也更为复杂。
部分业内人士认为储能在电力现货市场中获取的收益并不大，其主要担忧在于电力现货价格预测难。换个角度看，这也反映出功率预测和现货价格预测的重要性，因此，功率预测和电价预测服务的需求将愈发凸显，相关市场的关注度有望显著提升。
