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近日，全國人大代表、美的集團(tuán)副總裁兼首席財務(wù)官鐘錚對外表示，其將在全國兩會建議完善新型儲能容量電費政策，完善新型儲能參與電網(wǎng)輔助服務(wù)的相關(guān)政策，解決儲能產(chǎn)業(yè)鏈上鋰資源“卡脖子”難題。

早在2022年，全國政協(xié)委員、寧德時代董事長曾毓群曾在全國兩會提案中建議，應(yīng)該參照抽水蓄能建立適用新型儲能特點的容量電價政策，給企業(yè)形成穩(wěn)定合理的收益空間。

“目前，針對抽水蓄能國家已經(jīng)出臺了容量電價機(jī)制，但對于發(fā)展空間更大的新型儲能，卻無法同等享受容量電價政策，面臨不公平競爭，發(fā)展速度和質(zhì)量嚴(yán)重受限。” 曾毓群在建議中如是提出。

來自儲能企業(yè)界龍頭企業(yè)代表“接力”連續(xù)兩年提出“新型儲能容量電價”建議，這也是儲能產(chǎn)業(yè)界關(guān)于“新型儲能容量電價需求”的映照。

新疆、湖南已有試點

據(jù)高工儲能梳理，新疆在今年1月28日發(fā)表《貫徹落實黨的二十大精神 推進(jìn)我區(qū)新型儲能綠色低碳高質(zhì)量發(fā)展》文章，明確給予新型儲能與抽水蓄能相同容量電價機(jī)制。

新疆指出，容量電價機(jī)制是推動新型儲能發(fā)展的重要動力。一方面，容量電價機(jī)制可以為新型儲能提供保底收益，改善了儲能系統(tǒng)的盈利能力。另一方面，新型儲能夠充分發(fā)揮自身靈活性優(yōu)勢，積極參與電力市場獲取現(xiàn)貨套利等收益。

新疆早在2022年3月明確提出，對建設(shè)4小時以上時長儲能項目的企業(yè)，允許配建儲能規(guī)模4倍的風(fēng)電光伏發(fā)電項目，即配儲比例達(dá)25%。

可以看出的是，新型儲能容量電價出臺將進(jìn)一步刺激新疆新能源+儲能的建設(shè)意愿性。

1個月多后（3月1日），2023年湖南電力市場運行信息暨儲能容量市場化交易發(fā)布會舉行，發(fā)布了全國首個容量交易試點方案。該方案搭建了儲能主體獨立直接參與交易的平臺，將推動新型電力系統(tǒng)轉(zhuǎn)型。

會上發(fā)布了新型儲能容量市場化新交易品種，明確了新型儲能獨立市場地位，將推動風(fēng)電、集中式光伏等新能源與新型獨立儲能進(jìn)入容量市場進(jìn)行交易。據(jù)悉，湖南省內(nèi)63萬千瓦(630MW)儲能企業(yè)將參與該交易，全年預(yù)計疏導(dǎo)儲能成本2億元。

新能源參與電力市場的現(xiàn)狀及挑戰(zhàn)

目前，國內(nèi)已有超過三分之二的省區(qū)在市場規(guī)則中允許新能源參與到電力市場交易之中。其中，甘肅、山西、蒙西、山東等省份已經(jīng)在新能源參與現(xiàn)貨市場方面開展了諸多積極的探索和實踐。然而，仍有不少省份未明確新能源的市場主體地位或是僅發(fā)布規(guī)則尚未開展實質(zhì)性市場交易。根據(jù)中電聯(lián)相關(guān)統(tǒng)計數(shù)據(jù)，2021年新能源參與市場的總體比例僅為30%左右。當(dāng)前，新能源參與電力市場交易主要面臨如下挑戰(zhàn)：

對于新能源而言，參與電力市場后收益將面臨較大的不確定風(fēng)險。目前，大多數(shù)省份新能源機(jī)組主要電量仍是通過電網(wǎng)企業(yè)“保量保價”進(jìn)行消納。參與市場交易后，新能源機(jī)組需要與燃煤、燃?xì)獾绕渌愋蜋C(jī)組同臺競價，面臨市場價格波動或無法出清的風(fēng)險。此外，新能源出力具有一定隨機(jī)性和波動性，中長期預(yù)測往往具有較大偏差，進(jìn)入市場后需要承擔(dān)這部分預(yù)測偏差電量引發(fā)的考核或平衡成本。當(dāng)前有部分省份要求新能源中長期簽約電量不低于規(guī)定比例，進(jìn)一步加大了新能源企業(yè)的經(jīng)營風(fēng)險。在“價量風(fēng)險”和“偏差風(fēng)險”的雙重壓力下，新能源企業(yè)參與電力市場的主觀意愿較低。

對于其他主體而言，常規(guī)電源的成本回收渠道仍不通暢，難以支撐大規(guī)模新能源發(fā)展需求。新能源的發(fā)展需要依賴常規(guī)電源提供容量及靈活性支撐。由于新能源具有零邊際成本特性，一方面，新能源的發(fā)展將會擠占火電等常規(guī)電源的發(fā)電空間，減少其利用小時數(shù)，另一方面，也會拉低電力市場整體價格，減少常規(guī)電源單位發(fā)電收益。在2022年3月的山西電力現(xiàn)貨市場交易中，曾出現(xiàn)連續(xù)17小時市場出清價格為零的情況。頻繁低價下，常規(guī)電源難以僅依靠電能量市場完成固定成本回收，系統(tǒng)容量充裕性難以保障。此外，當(dāng)前輔助服務(wù)市場中適應(yīng)新能源出力特性的交易品種尚待豐富，常規(guī)電源的靈活性價值未能充分體現(xiàn)，支持靈活資源發(fā)展的長效激勵機(jī)制有待進(jìn)一步完善。

新能源將成主力交易電能

據(jù)了解，截至目前，全國已有20多個?。▍^(qū)、市）的新能源參與到電力市場化交易中。如寧夏、陜西、內(nèi)蒙古等陸續(xù)出臺政策，明確新能源參與電力市場化交易，特別是“保障收購小時數(shù)”之外的電量基本通過市場交易消納。青海、云南等地的新能源發(fā)電已經(jīng)全部市場化，新疆、甘肅、寧夏等地市場化的比例也超過了50%。

目前來看，第一批電力現(xiàn)貨試點均已啟動長周期試結(jié)算，山東、山西、甘肅等省區(qū)新能源發(fā)電主體得以參與電力現(xiàn)貨市場交易。從運行情況看，山東新能源發(fā)電進(jìn)入市場后，度電均價均低于394.9元/兆瓦時的標(biāo)桿電價；山西新能源發(fā)電，尤其是光伏電站多個月份度電價格不足150元/兆瓦時，遠(yuǎn)低于332元/兆瓦時的標(biāo)桿電價。

新能源電力正在發(fā)揮不可替代的作用，因此作為新型清潔能源，新能源未來參與市場化電力交易非常具有競爭力。上述國能日新電力交易專家強調(diào)，“參與電力交易，科學(xué)制定交易策略是關(guān)鍵，需要規(guī)范、科學(xué)的統(tǒng)計