面對雙碳目標(biāo)的挑戰(zhàn)，從國家主管部門到央國企投資商、新能源制造業(yè)都在卯足了勁的投入其中。日前，國家發(fā)改委、國家能源局印發(fā)《關(guān)于鼓勵可再生能源發(fā)電企業(yè)自建或購買調(diào)峰能力增加并網(wǎng)規(guī)模的通知》，進(jìn)一步明確了風(fēng)、光伏市場化項目配調(diào)峰能力的規(guī)則，以促進(jìn)更多的可再生能源并網(wǎng)消納。

從文件中不難看出，面對可再生能源的快速發(fā)展，消納能力正面臨前所未有的挑戰(zhàn)。“隨著風(fēng)電、光伏發(fā)電（以下簡稱“風(fēng)光”）等波動性可再生能源在電力系統(tǒng)中滲透率快速增加，加之今后風(fēng)光要實現(xiàn)倍增、跨越式發(fā)展，風(fēng)光消納、電力系統(tǒng)運行和管理將面臨愈加嚴(yán)峻的挑戰(zhàn)“，國家發(fā)改委能源研究所研究員時璟麗老師在解讀中提到，2020年風(fēng)光電量在全國全社會用電量中的比重已達(dá)9.7%，“三北”地區(qū)典型如青海，風(fēng)光發(fā)電量在其全部發(fā)電量占比為26%，風(fēng)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(qū)典型如浙江海寧市，2021年上半年光伏發(fā)電裝機(jī)與當(dāng)?shù)刈畹秃妥罡哂秒娯?fù)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(xiàn)碳達(dá)峰的關(guān)鍵因素。電規(guī)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(tǒng)靈活性不足、調(diào)節(jié)能力不夠等短板和問題突出，制約更高比例和更大規(guī)模可再生能源發(fā)展。實現(xiàn)碳達(dá)峰、碳中和是一場廣泛而深刻的經(jīng)濟(jì)社會系統(tǒng)性變革，增加電力系統(tǒng)靈活性和新能源發(fā)電并網(wǎng)規(guī)模需要政府部門、電網(wǎng)企業(yè)、發(fā)電企業(yè)等各方的共同努力。

不僅如此，文件還進(jìn)一步明確了調(diào)峰責(zé)任的劃分：保障性規(guī)模內(nèi)的項目由電網(wǎng)承擔(dān)消納責(zé)任，而市場化項目則需要由發(fā)電企業(yè)適當(dāng)承擔(dān)調(diào)峰責(zé)任，并且隨著新能源發(fā)電技術(shù)進(jìn)步、效率提高以及系統(tǒng)調(diào)峰成本的下降，將電網(wǎng)企業(yè)承擔(dān)的消納規(guī)模和比例有序調(diào)減。

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

根據(jù)時璟麗老師解讀，在全國范圍內(nèi)尤其是可再生能源占比較高的地區(qū)繼續(xù)提升風(fēng)光在電力系統(tǒng)中的滲透率，必須在電源側(cè)、電網(wǎng)側(cè)、用戶側(cè)各方都采取有效措施，通過合理配置調(diào)峰和儲能設(shè)施、推進(jìn)火電靈活性改造、加快電網(wǎng)基礎(chǔ)設(shè)施建設(shè)、發(fā)揮需求側(cè)響應(yīng)作用、加強網(wǎng)源荷儲銜接等方式，持續(xù)提升電力系統(tǒng)靈活性，增加系統(tǒng)調(diào)節(jié)能力。

2021年5月，國家能源局關(guān)于2021年風(fēng)電、光伏發(fā)電開發(fā)建設(shè)有關(guān)事項的通知》，明確提出保障性并網(wǎng)范圍以外仍有意愿并網(wǎng)的項目，可通過自建、合建共享或購買服務(wù)等市場化方式落實并網(wǎng)條件后，由電網(wǎng)企業(yè)予以并網(wǎng)。并網(wǎng)條件主要包括配套新增的抽水蓄能、儲熱型光熱發(fā)電、火電調(diào)峰、新型儲能、可調(diào)節(jié)負(fù)荷等靈活調(diào)節(jié)能力。

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

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

但同時，儲能的經(jīng)濟(jì)性問題以及究竟能否達(dá)到既定的調(diào)峰能力正成為行業(yè)的疑點。有專業(yè)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(shè)成本，折合每瓦相當(dāng)于增加1元左右。

以當(dāng)前的組件價格，光伏電站系統(tǒng)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(jù)此前時景麗老師演講，90GW保障性規(guī)模主要是2020年底前核準(zhǔn)或備案且未并網(wǎng)的存量項目。盡管當(dāng)前以多能互補、源網(wǎng)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(wǎng)荷儲項目中真正綁定了負(fù)荷的項目并沒有多少，大部分項目只是先簽署框架協(xié)議進(jìn)行項目申報，何時能落地實施尚無結(jié)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(quán)重目標(biāo)已經(jīng)完成，甚至個別省份2021-2022年兩年的目標(biāo)已經(jīng)達(dá)到，新增規(guī)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(guī)模已經(jīng)高達(dá)42GW。

據(jù)光伏們了解，目前各省計劃申報的一體化項目規(guī)模高達(dá)數(shù)百吉瓦，僅公開信息中簽約的一體化項目已經(jīng)超過150GW。面對雙碳目標(biāo)的壓力，各大發(fā)電企業(yè)對于新能源裝機(jī)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(tǒng)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(yōu)選中，國家電投以不到0.2元/千瓦時的電價中標(biāo)，該項目要求2022年底前并網(wǎng)。作為全球最大的光伏發(fā)電企業(yè)，國家電投這一中標(biāo)雖引來了諸多質(zhì)疑，但從經(jīng)濟(jì)性角度考慮，多位行業(yè)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(yè)的降本帶來了新的思路。

另一方面，根據(jù)電規(guī)總院解讀，此次文件通過允許及鼓勵企業(yè)自建或購買調(diào)峰能力的方式可以有三種。

一是建設(shè)調(diào)峰能力，自主調(diào)節(jié)運行。鼓勵發(fā)電企業(yè)為風(fēng)電、光伏發(fā)電自建新型儲能等調(diào)峰電源，或?qū)Υ媪棵弘娺M(jìn)行靈活性改造，通過自有電源的調(diào)節(jié)互補，實現(xiàn)“風(fēng)光水火儲一體化”建設(shè)運行，為系統(tǒng)提供穩(wěn)定可控的發(fā)電能力。這種方式要求調(diào)峰資源與新能源發(fā)電距離較近才能實現(xiàn)。

二是建設(shè)調(diào)峰能力，公網(wǎng)調(diào)度運行。發(fā)電企業(yè)自建的調(diào)峰能力交由電網(wǎng)企業(yè)統(tǒng)一調(diào)度，這種方式有利于統(tǒng)籌利用發(fā)電企業(yè)在不同地點的調(diào)峰資源，突破了地理范圍的局限性。

三是購買調(diào)峰能力，公網(wǎng)調(diào)度運行。對于部分新能源企業(yè)，在調(diào)峰能力建設(shè)方面的資源條件和技術(shù)能力比較欠缺，例如不具備建設(shè)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(diào)峰資源，這種方式突破了發(fā)電企業(yè)自身條件的局限性。

電規(guī)總院認(rèn)為，長期以來，以抽水蓄能、儲能為代表的調(diào)峰電源存在著支撐政策不完善、服務(wù)價格難界定、受益主體不明晰、投資回報缺保障等問題，導(dǎo)致市場主體對投資調(diào)峰資源缺少積極性，進(jìn)而影響了電力系統(tǒng)靈活性的持續(xù)提升。《通知》的出臺正值可再生能源發(fā)電成本逐步下降、普遍低于各地火電基準(zhǔn)價的時機(jī)，通過創(chuàng)新調(diào)峰資源的疏導(dǎo)方式，有利于通過市場化的方式促進(jìn)抽水蓄能、電化學(xué)儲能和光熱發(fā)電等行業(yè)自主發(fā)展，進(jìn)而通過調(diào)峰資源的規(guī)模化發(fā)展帶動其高質(zhì)量發(fā)展。

不過，就目前來看，化學(xué)儲能經(jīng)濟(jì)性的問題仍然待解。“盡管《關(guān)于加快推動新型儲能發(fā)展的指導(dǎo)意見》以及分時電價政策相繼出臺，但對于儲能經(jīng)濟(jì)性問題的解決來說尚處于初級階段，行業(yè)還需要更多的細(xì)則以及電價政策支持，比如儲能容量電價機(jī)制等”，有行業(yè)人士告訴光伏們。

中關(guān)村儲能產(chǎn)業(yè)技術(shù)聯(lián)盟副秘書長李臻在此前接受第一財經(jīng)采訪時解釋道，無論是自建、合建還是購買儲能或其他調(diào)峰服務(wù)，新建保障性消納以外的可再生能源配置調(diào)峰資源的成本，主要是由發(fā)電企業(yè)承擔(dān)。目前儲能的收益，主要通過電力輔助服務(wù)市場實現(xiàn)。現(xiàn)有政策下，大部分地區(qū)僅靠調(diào)峰輔助服務(wù)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(fā)展周期，但對于行業(yè)來說，這僅僅是一個新的起點，隨著新能源的大規(guī)模發(fā)展，由土地、電網(wǎng)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(diào)動整個社會機(jī)制來解決推動的問題。

新能源的發(fā)展，仍然任重而道遠(yuǎn)。