伴隨十四五期間風光裝機的確定性增長預期，構建以新能源為主體的新型電力系統已成為必然要求。鑒于風光資源的波動性和間歇性，在加強調峰能力方面，其實各方并無分歧。主要矛盾在于，調峰能力應如何在發電側、電網側和負荷側之間配置、以及成本的回收疏導機制。

倍增未至，調峰先行。雖然受到組件價格上漲、接入條件限制等因素影響，上半年風光新增裝機不及預期，但最近，從中央到地方都出現了調峰政策密集出臺和調峰裝機加快上馬的信號。

火電靈活性改造、抽水蓄能、電化學儲能紛至沓來之時，需要思考的問題是：十四五到底需要多少調峰容量？不同種類的調峰電源應各自扮演怎樣的角色？

億級調峰需求

調峰裝機需求主要取決于風光裝機增長預期和調峰比例。

雖然十四五可再生能源規劃尚未公布，但國家規劃到2025年末風電光伏累計裝機突破10億千瓦、2030年達到12億千瓦，已是確定性信息。不過，行業內普遍認為10億和12億千瓦更多是對外部的底線承諾，結合降本趨勢和五大三峽兩核等主體的發展規劃來看，實際增速將超過國家規劃。

另一個外部數據也可以佐證這一觀點。根據BP統計，十三五以來我國歷年風光新增裝機均超過全球總量的20-30%。2021年6月國際能源署(IEA)發布《全球能源行業2050凈零排放路線圖》，預測未來10年全球風光合計每年新增裝機將超過1020GW。雖然這一目標偏樂觀，但按照2030年12億千瓦的目標反算，我國未來年均新增風光裝機將僅占全球總量的6.65%，遠低于當前占比，也與我國在可再生能源行業的引領地位不符。

因此，到2025年風光累計裝機達到10-12億千瓦、2030年接近14-16億千瓦，是更符合大眾觀點的預期。假設調峰配比10-20%來匡算，則2025年所需調峰能力總裝機應在1-2.4億之間。

調峰不等于儲能

正如光伏人一直擁有任何政策都利好光伏的自信，資本市場也常常產生任何政策都利好電池的錯覺。

實際上調峰方式遠不止新型儲能，比如火電靈活性改造、燃氣調峰；儲能也不止新型儲能一種，還包括抽水蓄能、制氫、光熱、蓄冷、蓄熱；即使是新型儲能，也不僅包括電化學儲能，還有壓縮空氣、飛輪、超級電容等。

發電側配儲能的試點政策最早見于2019年，當時地方政府主要從推進儲能產業落地和改善光伏消納兩個角度出發，發電側配置儲能的種類局限在電化學儲能一種。雖然新能源企業持續呼吁，但發電側配儲能的要求還是從局部試點變成各省普及；2020年下半年，各省在平價項目試點方案中普遍以抄作業的方式將配置電化學儲能作為要求或建議之一，“發電側配儲能”逐漸與“發電側配電池”畫上等號。

今年4月，北京大紅門集美家居城儲電站起火，給持續升溫的儲能市場潑了一盆冷水。結合3060目標的分解和深化，監管機構和市場也逐漸認識到，單純依靠電化學儲能無法滿足風光大規模并網的調峰需求。今年以來，政策定位逐漸清晰。“發電側配儲能”回歸到“發電項目自調峰”的正軌。

2021年5月，國家能源局在《關于2021年風電、光伏發電開發建設有關事項的通知》要求，“市場化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……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。”電化學儲能只是新型儲能當中的一種，而且沒有排在最先的位置。

8月10日，國家發改委發布《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》再次強調，鼓勵市場化并網方式的發電企業自配調峰能力，促進消納、增加并網規模。結合過往經驗來看，三令五申之下的自配調峰“建議”很可能變成“強制”；適用范圍也會從市場化并網普及到保障性并網，應用于全部新增項目。

調峰領域的三足鼎立

雖然調峰方式多樣，從目前的情況來看，火電靈活性改造、抽水蓄能、電化學儲能是近期最值得期待的三種來源。

火電靈活性改造

根據2018年國家發改委、能源局發布的《關于提升電力系統調節能力的指導意見》，十三五期間，我國力爭完成2.2億千瓦火電機組靈活性改造，提升電力系統調節能力4600萬千瓦（由此折算靈活性改造幅度約為20%）。而根據能源局統計，截至2019年底全國實際已完成火電靈活性改造僅為5800萬千瓦。

截止2020年末，我國燃煤裝機超過10億千瓦，如果按照20%的靈活性改造幅度來計算，合計能夠產生的調峰空間將超過2億千瓦，具有最大的調峰潛力，并可以順應其從主力電源轉型為調節性負荷的發展趨勢。

當然，火電靈活性改造應該是一個長期過程，無法在十四五期間一蹴而就。今年以來，湖北、內蒙、遼寧等地紛紛在新能源建設方案中出臺政策，鼓勵火電企業通過靈活性改造按照1-2.5倍的比例置換新能源開發規模，而且置換比例存在下降趨勢。在可預見的未來，火電靈活性改造很可能逐漸從鼓勵變成必須。越早改造越受益的預期之下，靈活性改造進程有望加速。假設十四五期間總裝機當中有20-30%完成靈活性改造，釋放的調峰空間也會超過4000-6000萬千瓦。

抽水蓄能

由于缺乏良性電價和成本回收機制，十三五期間我國抽水蓄能行業發展緩慢。截止2020年末，我國抽水蓄能裝機僅為3149萬千瓦，未能完成4000萬千瓦的規劃目標。

大規模調峰需求激增后，政策和市場層面對抽水蓄能的態度發生明顯轉變。

年初國家電網公開表示，十四五期間將在新能源集中開發地區和負荷中心新增開工2000萬千瓦以上抽水蓄能電站；2021年5月，國家發改委出臺《關于進一步完善抽水蓄能價格形成機制的意見》，重申了抽水蓄能的兩部制電價結構，明確了以競爭性方式形成電量電價回收運行成本，將容量電價納入輸配電價回收固定資產投資的原則。在這一定價制度下，抽水蓄能項目預計會接近輸配電項目的穩定、偏低但現金流充裕的回報，同時在已經開啟現貨試點的省份，有望取得超額價差收益，使得最后登場的抽水蓄能成為價格波動的最大贏家。

中國電建是我國最大的抽水蓄能EPC主體，根據其在投資者平臺的回復，十四五期間，我國抽水蓄能電站開工規模約為5000萬千瓦。結合當前已并網的裝機容量，到2025年末，抽水蓄能總裝機將超過8000萬千瓦。

新型儲能

根據國家能源局統計，目前我國輔助服務市場當中的電化學儲能設施規模為91萬千瓦，尚無法與火電靈活性改造和抽水蓄能比肩。但根據國家發改委、能源局在7月15日出臺的《關于加快推動新型儲能發展的指導意見》，到2025年我國新型儲能（包含電化學儲能、壓縮空氣、飛輪、超級電容等）裝機規模達3000萬千瓦以上，并在推動能源領域碳達峰碳中和過程中發揮顯著作用。前景值得期待。

理性看待調峰焦慮

通過以上分析可知，基于風光裝機不同增長目標，十四五末我國電力系統需要的調峰能力總需求預計在1-2.4億千瓦之間；在火電靈活性改造逐步展開、抽水蓄能持續建設、新型儲能大行其道之下，調峰總供給將在1.5-1.7億千瓦之間。兩者具有匹配性。而且這還是在尚未考慮綠電制氫、燃氣、需求響應和用能習慣等其他調峰方式和潛在降低調峰需求的因素之下。

從配置方式上講，從現在開始，所有新建的風電光伏項目在核準之初即已匹配了明確的調峰方式，理論上說除非網架結構存在障礙，否則新項目不存在大的調峰問題；大型的抽水蓄能和部分火電靈活性改造將主要用于5.35億千瓦存量風光項目的調峰，由于二者在時間、空間上存在發展的不一致問題，所以存量項目的調峰壓力應時有發生，部分存量新能源裝機密集的地區仍需考慮較高的深度調峰輔助服務費用，或一定程度的限電。但整體上，到十四五末新能源調峰需求應能得到妥善滿足，甚至調峰資源會從平衡走向過剩，有利于調峰費用的下降和發電量的消納。