1、容量补偿：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。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了发电主体。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：预计23年除了试点省份以外的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，只有江苏完成了试运行，其他还在试运行阶段。目前广东、甘肃、山东、山西已经实现了全年长时间运行。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：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。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。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。5月1日生效的规定，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。理论来说，除了配置储能，还可以通过超配完成一次调频需求：向下调节10%可以通过逆变器实现，向上10%超配功率也可以做到。

对电价影响 ：

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%）；新能源电价预计价格会降低。中长期预计价格会趋于稳定。
部分省份不再要求强制配储。

只要省级新能源规划和储能规划相匹配，就可以视作达标。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：1、纯粹的独立储能电站、不做租赁；

2、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。
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。

原标题：重磅 | 电力现货新政解读专家交流要点