业内人士表示，《基本规则》的推出，体现出政策对储能市场发展的进一步支持，将提升整个储能（电网侧、发电侧等）市场的活跃度，逐步形成良性的商业模式。
完善市场机制
电力现货市场发展全面提速。公开资料显示，我国电力现货市场建设从2017年8个试点地区开始，2021年启动第二批6个省现货试点。今年1月，国家发改委、国家能源局印发的《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年初步建成全国统一电力市场体系。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）》。
从建设目标看，《基本规则》明确，电力现货市场要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，提升电力系统调节能力，促进可再生能源消纳，保障电力安全可靠供应，引导电力长期规划和投资，促进电力系统向清洁低碳、安全高效转型。
根据《基本规则》，电力现货市场建设主要任务分为近期和远期。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。
值得注意的是，《基本规则》提出要推动储能、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；《监管办法》提出，储能等纳入电力调度机构调度管辖范围。
打通商业模式
上海有色网新能源分析师梅王沁在接受中国证券报记者采访时表示，《基本规则》的推出，体现出政策对储能市场发展的进一步支持。其中，电力现货市场建设以及储能、分布式发电等新兴市场主体参与交易，将提升整个储能（电网侧、发电侧等）市场的活跃度，逐步形成良性的商业模式。储能市场建设将提速。
“目前，储能市场的痛点主要是商业模式不完善，储能项目利润较薄，储能利用率低，各地政策不统一等。”梅王沁表示，探索建立市场化容量补偿机制，有助于储能商业模式进一步跑通，从而提高储能电站利用率，增加企业利润，推动储能项目建设，并进一步提高储能市场对锂电池的需求。
国盛证券研报显示，加快电力现货市场建设，有利于解决新能源发电与用电曲线不匹配的问题，从而推动新能源消纳。同时，政策打通储能商业模式，储能运营商可以参与电力现货市场交易，通过峰谷价差扩大盈利空间。
