近日，全国人大代表、美的集团副总裁兼首席财务官钟铮对外表示，其将在全国两会建议完善新型储能容量电费政策，完善新型储能参与电网辅助服务的相关政策，解决储能产业链上锂资源“卡脖子”难题。

早在2022年，全国政协委员、宁德时代董事长曾毓群曾在全国两会提案中建议，应该参照抽水蓄能建立适用新型储能特点的容量电价政策，给企业形成稳定合理的收益空间。

“目前，针对抽水蓄能国家已经出台了容量电价机制，但对于发展空间更大的新型储能，却无法同等享受容量电价政策，面临不公平竞争，发展速度和质量严重受限。” 曾毓群在建议中如是提出。

来自储能企业界龙头企业代表“接力”连续两年提出“新型储能容量电价”建议，这也是储能产业界关于“新型储能容量电价需求”的映照。

新疆、湖南已有试点

据高工储能梳理，新疆在今年1月28日发表《贯彻落实党的二十大精神 推进我区新型储能绿色低碳高质量发展》文章，明确给予新型储能与抽水蓄能相同容量电价机制。

新疆指出，容量电价机制是推动新型储能发展的重要动力。一方面，容量电价机制可以为新型储能提供保底收益，改善了储能系统的盈利能力。另一方面，新型储能够充分发挥自身灵活性优势，积极参与电力市场获取现货套利等收益。

新疆早在2022年3月明确提出，对建设4小时以上时长储能项目的企业，允许配建储能规模4倍的风电光伏发电项目，即配储比例达25%。

可以看出的是，新型储能容量电价出台将进一步刺激新疆新能源+储能的建设意愿性。

1个月多后（3月1日），2023年湖南电力市场运行信息暨储能容量市场化交易发布会举行，发布了全国首个容量交易试点方案。该方案搭建了储能主体独立直接参与交易的平台，将推动新型电力系统转型。

会上发布了新型储能容量市场化新交易品种，明确了新型储能独立市场地位，将推动风电、集中式光伏等新能源与新型独立储能进入容量市场进行交易。据悉，湖南省内63万千瓦(630MW)储能企业将参与该交易，全年预计疏导储能成本2亿元。

新能源参与电力市场的现状及挑战

目前，国内已有超过三分之二的省区在市场规则中允许新能源参与到电力市场交易之中。其中，甘肃、山西、蒙西、山东等省份已经在新能源参与现货市场方面开展了诸多积极的探索和实践。然而，仍有不少省份未明确新能源的市场主体地位或是仅发布规则尚未开展实质性市场交易。根据中电联相关统计数据，2021年新能源参与市场的总体比例仅为30%左右。当前，新能源参与电力市场交易主要面临如下挑战：

对于新能源而言，参与电力市场后收益将面临较大的不确定风险。目前，大多数省份新能源机组主要电量仍是通过电网企业“保量保价”进行消纳。参与市场交易后，新能源机组需要与燃煤、燃气等其他类型机组同台竞价，面临市场价格波动或无法出清的风险。此外，新能源出力具有一定随机性和波动性，中长期预测往往具有较大偏差，进入市场后需要承担这部分预测偏差电量引发的考核或平衡成本。当前有部分省份要求新能源中长期签约电量不低于规定比例，进一步加大了新能源企业的经营风险。在“价量风险”和“偏差风险”的双重压力下，新能源企业参与电力市场的主观意愿较低。

对于其他主体而言，常规电源的成本回收渠道仍不通畅，难以支撑大规模新能源发展需求。新能源的发展需要依赖常规电源提供容量及灵活性支撑。由于新能源具有零边际成本特性，一方面，新能源的发展将会挤占火电等常规电源的发电空间，减少其利用小时数，另一方面，也会拉低电力市场整体价格，减少常规电源单位发电收益。在2022年3月的山西电力现货市场交易中，曾出现连续17小时市场出清价格为零的情况。频繁低价下，常规电源难以仅依靠电能量市场完成固定成本回收，系统容量充裕性难以保障。此外，当前辅助服务市场中适应新能源出力特性的交易品种尚待丰富，常规电源的灵活性价值未能充分体现，支持灵活资源发展的长效激励机制有待进一步完善。

新能源将成主力交易电能

据了解，截至目前，全国已有20多个省（区、市）的新能源参与到电力市场化交易中。如宁夏、陕西、内蒙古等陆续出台政策，明确新能源参与电力市场化交易，特别是“保障收购小时数”之外的电量基本通过市场交易消纳。青海、云南等地的新能源发电已经全部市场化，新疆、甘肃、宁夏等地市场化的比例也超过了50%。

目前来看，第一批电力现货试点均已启动长周期试结算，山东、山西、甘肃等省区新能源发电主体得以参与电力现货市场交易。从运行情况看，山东新能源发电进入市场后，度电均价均低于394.9元/兆瓦时的标杆电价；山西新能源发电，尤其是光伏电站多个月份度电价格不足150元/兆瓦时，远低于332元/兆瓦时的标杆电价。

新能源电力正在发挥不可替代的作用，因此作为新型清洁能源，新能源未来参与市场化电力交易非常具有竞争力。上述国能日新电力交易专家强调，“参与电力交易，科学制定交易策略是关键，需要规范、科学的统计分析，让交易量价更加精准、客观。”下一步，新能源发电将全面参与电力市场化交易，也将作为促进新型电力系统完善，以及电力资源优化配置的主力电能。

精确预测量价是必备条件

精准的预测是新能源发电企业生产和经营的基础，决定了新能源发电空间的安排、参与市场交易的能力，以及交易策略制定的科学性，是影响新能源利用率和企业收益的重要因素。

新能源发电由于出力的间歇性及随机性，发电计划无法在市场交易下精准执行，导致其在电力市场中存在短板。“从目前试运行的结算结果来看，新能源面临中长期偏差电量考核及签约比例限制、现货市场的超额获利回收惩罚、超发电量低价结算、不平衡资金池的分摊等市场惩罚机制，导致新能源在市场机制下度电均价整体下降，特别是在电力现货市场条件下，新能源的‘量价’风险明显加大。” 上述国能日新电力交易专家指出。

对此，该专家建议，发电企业要提高发电预测能力，来制定发电计划，提升参与市场交易的能力。同时，可通过信息化手段建立交易辅助决策信息化平台，实现电力交易计划制定、过程跟踪、结果分析一体化，科学统计分析与决策。

另有业内专家指出，为加强电力中长期市场和现货市场的衔接，现阶段，多地电力市场已从中长期电量交易逐步过渡到中长期带曲线交易，且增加了交易灵活性。新能源发电企业需结合自身生产能力以及风险承受能力，确定年度、月度等各个交易周期的交易电量比例，将保底电量以较高价格锁定，并结合月内旬、滚动交易等，再根据临近市场价格预测及时调整合约曲线，以接近实际发电曲线，调整持仓量，且通过现货市场调整，达到最优结算电费。

浙江大学国际联合商学院数字经济与金融创新研究中心联席主任盘和林指出，要解决新能源电力的间歇性难题，需要在并网时进行预测，“一方面，新能源发电需要配备储能。另一方面，新能源电量和电价预测需要智能化设备。”

新型储能容量电价有望加速落地

随着新能源发展不断提速，新型储能已经上升为解决新能源并网问题的有效途径。

按照国家规划，“十四五”末新型储能装机规模达 3000 万千瓦（30GW）以上，据此估算2025年新型储能总容量在60-100GWh之间，储能容量年复合增长将超过65%，其中电化学储能将占大半。

业界呼吁，这一目标的实现，需要电化学储能容量电价的早日助力。

但不容忽视的是，现阶段电化学储能容量电价水平的确定是难题之一。比如，电化学储能度电成本是抽水蓄能的2倍左右。2022年，我国磷酸铁锂电池储能中标价格大多集中在1.2-1.7元/Wh。而抽水蓄能的度电成本已经低至0.5元/Wh左右。因此，也有业界人士建议，建立电化学储能过渡性容量电价机制。

值得注意的是，来自宁德时代、美的集团的曾毓群、钟铮两位储能企业界代表的连续建议，有望进一步推动新型储能容量电价政策落地。

文章来源： 电动知未来，中国能源报，南方能源观察