我國新能源電力漸入“佳境”，電力售賣怎么定價才是關鍵
近日，全國人大代表、美的集團副總裁兼首席財務官鐘錚對外表示，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輔助服務的相關政策，解決儲能產業鏈上鋰資源“卡脖子”難題。
早在2022年，全國政協委員、寧德時代董事長曾毓群曾在全國兩會提案中建議，應該參照抽水蓄能建立適用新型儲能特點的容量電價政策，給企業形成穩定合理的收益空間。
“目前，針對抽水蓄能國家已經出臺了容量電價機制，但對于發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，發展速度和質量嚴重受限。” 曾毓群在建議中如是提出。
來自儲能企業界龍頭企業代表“接力”連續兩年提出“新型儲能容量電價”建議，這也是儲能產業界關于“新型儲能容量電價需求”的映照。
新疆、湖南已有試點
據高工儲能梳理，新疆在今年1月28日發表《貫徹落實黨的二十大精神 推進我區新型儲能綠色低碳高質量發展》文章，明確給予新型儲能與抽水蓄能相同容量電價機制。
新疆指出，容量電價機制是推動新型儲能發展的重要動力。一方面，容量電價機制可以為新型儲能提供保底收益，改善了儲能系統的盈利能力。另一方面，新型儲能夠充分發揮自身靈活性優勢，積極參與電力市場獲取現貨套利等收益。
新疆早在2022年3月明確提出，對建設4小時以上時長儲能項目的企業，允許配建儲能規模4倍的風電光伏發電項目，即配儲比例達25%。
可以看出的是，新型儲能容量電價出臺將進一步刺激新疆新能源+儲能的建設意愿性。
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布會舉行，發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轉型。
會上發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，將推動風電、集中式光伏等新能源與新型獨立儲能進入容量市場進行交易。據悉，湖南省內63萬千瓦(630MW)儲能企業將參與該交易，全年預計疏導儲能成本2億元。
新能源參與電力市場的現狀及挑戰
目前，國內已有超過三分之二的省區在市場規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、山東等省份已經在新能源參與現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布規則尚未開展實質性市場交易。根據中電聯相關統計數據，2021年新能源參與市場的總體比例僅為30%左右。當前，新能源參與電力市場交易主要面臨如下挑戰：
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險。目前，大多數省份新能源機組主要電量仍是通過電網企業“保量保價”進行消納。參與市場交易后，新能源機組需要與燃煤、燃氣等其他類型機組同臺競價，面臨市場價格波動或無法出清的風險。此外，新能源出力具有一定隨機性和波動性，中長期預測往往具有較大偏差，進入市場后需要承擔這部分預測偏差電量引發的考核或平衡成本。當前有部分省份要求新能源中長期簽約電量不低于規定比例，進一步加大了新能源企業的經營風險。在“價量風險”和“偏差風險”的雙重壓力下，新能源企業參與電力市場的主觀意愿較低。
對于其他主體而言，常規電源的成本回收渠道仍不通暢，難以支撐大規模新能源發展需求。新能源的發展需要依賴常規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，新能源的發展將會擠占火電等常規電源的發電空間，減少其利用小時數，另一方面，也會拉低電力市場整體價格，減少常規電源單位發電收益。在2022年3月的山西電力現貨市場交易中，曾出現連續17小時市場出清價格為零的情況。頻繁低價下，常規電源難以僅依靠電能量市場完成固定成本回收，系統容量充裕性難以保障。此外，當前輔助服務市場中適應新能源出力特性的交易品種尚待豐富，常規電源的靈活性價值未能充分體現，支持靈活資源發展的長效激勵機制有待進一步完善。
新能源將成主力交易電能
據了解，截至目前，全國已有20多個省（區、市）的新能源參與到電力市場化交易中。如寧夏、陜西、內蒙古等陸續出臺政策，明確新能源參與電力市場化交易，特別是“保障收購小時數”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電已經全部市場化，新疆、甘肅、寧夏等地市場化的比例也超過了50%。
目前來看，第一批電力現貨試點均已啟動長周期試結算，山東、山西、甘肅等省區新能源發電主體得以參與電力現貨市場交易。從運行情況看，山東新能源發電進入市場后，度電均價均低于394.9元/兆瓦時的標桿電價；山西新能源發電，尤其是光伏電站多個月份度電價格不足150元/兆瓦時，遠低于332元/兆瓦時的標桿電價。
新能源電力正在發揮不可替代的作用，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，“參與電力交易，科學制定交易策略是關鍵，需要規范、科學的統計
