面對雙碳目標的挑戰，從國家主管部門到央國企投資商、新能源制造業都在卯足了勁的投入其中。日前，國家發改委、國家能源局印發《關于鼓勵可再生能源發電企業自建或購買調峰能力增加并網規模的通知》，進一步明確了風、光伏市場化項目配調峰能力的規則，以促進更多的可再生能源并網消納。

從文件中不難看出，面對可再生能源的快速發展，消納能力正面臨前所未有的挑戰。“隨著風電、光伏發電（以下簡稱“風光”）等波動性可再生能源在電力系統中滲透率快速增加，加之今后風光要實現倍增、跨越式發展，風光消納、電力系統運行和管理將面臨愈加嚴峻的挑戰“，國家發改委能源研究所研究員時璟麗老師在解讀中提到，2020年風光電量在全國全社會用電量中的比重已達9.7%，“三北”地區典型如青海，風光發電量在其全部發電量占比為26%，風光實際消納量在其全社會用電量占比為24%，東中部和南方地區典型如浙江海寧市，2021年上半年光伏發電裝機與當地最低和最高用電負荷的比值分別為95%和29%”。

此次文件也是首次把消納列為實現碳達峰的關鍵因素。電規總院在解讀中表示，新能源出力具有不確定性，目前我國電力系統靈活性不足、調節能力不夠等短板和問題突出，制約更高比例和更大規模可再生能源發展。實現碳達峰、碳中和是一場廣泛而深刻的經濟社會系統性變革，增加電力系統靈活性和新能源發電并網規模需要政府部門、電網企業、發電企業等各方的共同努力。

不僅如此，文件還進一步明確了調峰責任的劃分：保障性規模內的項目由電網承擔消納責任，而市場化項目則需要由發電企業適當承擔調峰責任，并且隨著新能源發電技術進步、效率提高以及系統調峰成本的下降，將電網企業承擔的消納規模和比例有序調減。

需要注意的是，盡管此前不少省份陸續出臺相關政策要求新能源發電企業配套儲能建設，但從國家層面來看，這是第一份明確發電企業承擔調峰責任的文件。這不僅意味著可再生能源快速發展帶來的調峰與消納壓力與日俱增，同時也提醒行業，新能源行業的發展必須解決調峰問題，而當前這一問題的解決顯然并不能僅僅依靠電網企業。

根據時璟麗老師解讀，在全國范圍內尤其是可再生能源占比較高的地區繼續提升風光在電力系統中的滲透率，必須在電源側、電網側、用戶側各方都采取有效措施，通過合理配置調峰和儲能設施、推進火電靈活性改造、加快電網基礎設施建設、發揮需求側響應作用、加強網源荷儲銜接等方式，持續提升電力系統靈活性，增加系統調節能力。

2021年5月，國家能源局關于2021年風電、光伏發電開發建設有關事項的通知》，明確提出保障性并網范圍以外仍有意愿并網的項目，可通過自建、合建共享或購買服務等市場化方式落實并網條件后，由電網企業予以并網。并網條件主要包括配套新增的抽水蓄能、儲熱型光熱發電、火電調峰、新型儲能、可調節負荷等靈活調節能力。

實際上，市場化并網項目概念的提出正是多能互補、源網荷儲一體化項目的延申，配置調峰或者儲能正成為“十四五”期間新能源項目的標配。另一方面，盡管國家層面“特赦”了保障性規模不配置儲能，但從目前各省的管理方案來看，已經有超過10個省份要求新增項目配置儲能進行競爭性配置。

這也間接說明了，各省的調峰或者說消納能力正逐步達到上限，消納已然成為各省發展新能源的瓶頸，當下解決這一問題迫在眉睫。

但同時，儲能的經濟性問題以及究竟能否達到既定的調峰能力正成為行業的疑點。有專業人士測算，一個100MW的光伏電站項目，按照15%、4h以及20%、4h比例配置儲能，將增加0.9-1.2億元的建設成本，折合每瓦相當于增加1元左右。

以當前的組件價格，光伏電站系統造價約為3.8-4元/瓦，加上配置儲能成本，光伏電站的單瓦造價將直逼5元/瓦，勢必會給平價光伏電站投資帶來不小的壓力。

不過，一方面，2021年新增光伏電站項目均以存量項目為主，根據此前時景麗老師演講，90GW保障性規模主要是2020年底前核準或備案且未并網的存量項目。盡管當前以多能互補、源網荷儲一體化為代表的市場化項目申報正如火如荼，但這部分項目基本不會在今年落地。

有知情人士透露，目前大部分項目更多的停留在方案編制階段，“源網荷儲項目中真正綁定了負荷的項目并沒有多少，大部分項目只是先簽署框架協議進行項目申報，何時能落地實施尚無結論”。

另外，光伏們還獲悉，多個省份2021年非水可再生能源占比權重目標已經完成，甚至個別省份2021-2022年兩年的目標已經達到，新增規模基本以市場化項目為主。此前青海公示的一體化項目申報規模已經高達42GW。

據光伏們了解，目前各省計劃申報的一體化項目規模高達數百吉瓦，僅公開信息中簽約的一體化項目已經超過150GW。面對雙碳目標的壓力，各大發電企業對于新能源裝機的需求迫切。可以確定的是，投資商對于市場化項目的申報并不會放松，但如果系統造價高居不下，那么市場化項目有可能會延長項目落地時間。

在今年5月份四川甘孜州項目優選中，國家電投以不到0.2元/千瓦時的電價中標，該項目要求2022年底前并網。作為全球最大的光伏發電企業，國家電投這一中標雖引來了諸多質疑，但從經濟性角度考慮，多位行業人士也表示，滿足收益率要求并不是完全不可能。這一電價的報出也給光伏行業的降本帶來了新的思路。

另一方面，根據電規總院解讀，此次文件通過允許及鼓勵企業自建或購買調峰能力的方式可以有三種。

一是建設調峰能力，自主調節運行。鼓勵發電企業為風電、光伏發電自建新型儲能等調峰電源，或對存量煤電進行靈活性改造，通過自有電源的調節互補，實現“風光水火儲一體化”建設運行，為系統提供穩定可控的發電能力。這種方式要求調峰資源與新能源發電距離較近才能實現。

二是建設調峰能力，公網調度運行。發電企業自建的調峰能力交由電網企業統一調度，這種方式有利于統籌利用發電企業在不同地點的調峰資源，突破了地理范圍的局限性。

三是購買調峰能力，公網調度運行。對于部分新能源企業，在調峰能力建設方面的資源條件和技術能力比較欠缺，例如不具備建設抽水蓄能電站的能力，也沒有自有煤電可實施靈活性改造，就可以考慮通過市場化方式購買調峰資源，這種方式突破了發電企業自身條件的局限性。

電規總院認為，長期以來，以抽水蓄能、儲能為代表的調峰電源存在著支撐政策不完善、服務價格難界定、受益主體不明晰、投資回報缺保障等問題，導致市場主體對投資調峰資源缺少積極性，進而影響了電力系統靈活性的持續提升。《通知》的出臺正值可再生能源發電成本逐步下降、普遍低于各地火電基準價的時機，通過創新調峰資源的疏導方式，有利于通過市場化的方式促進抽水蓄能、電化學儲能和光熱發電等行業自主發展，進而通過調峰資源的規模化發展帶動其高質量發展。

不過，就目前來看，化學儲能經濟性的問題仍然待解。“盡管《關于加快推動新型儲能發展的指導意見》以及分時電價政策相繼出臺，但對于儲能經濟性問題的解決來說尚處于初級階段，行業還需要更多的細則以及電價政策支持，比如儲能容量電價機制等”，有行業人士告訴光伏們。

中關村儲能產業技術聯盟副秘書長李臻在此前接受第一財經采訪時解釋道，無論是自建、合建還是購買儲能或其他調峰服務，新建保障性消納以外的可再生能源配置調峰資源的成本，主要是由發電企業承擔。目前儲能的收益，主要通過電力輔助服務市場實現。現有政策下，大部分地區僅靠調峰輔助服務市場的收益還難以完全收回儲能的成本，需要考慮可再生能源配置儲能的整體收益。

新能源正面臨“百年未有之變局”帶來的全新發展周期，但對于行業來說，這僅僅是一個新的起點，隨著新能源的大規模發展，由土地、電網等問題引申而來的壓力并不會比“雙反”更輕松，這是一個需要調動整個社會機制來解決推動的問題。

新能源的發展，仍然任重而道遠。