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