面对双碳目标的挑战，从国家主管部门到央国企投资商、新能源制造业都在卯足了劲的投入其中。日前，国家发改委、国家能源局印发《关于鼓励可再生能源发电企业自建或购买调峰能力增加并网规模的通知》，进一步明确了风、光伏市场化项目配调峰能力的规则，以促进更多的可再生能源并网消纳。

从文件中不难看出，面对可再生能源的快速发展，消纳能力正面临前所未有的挑战。“随着风电、光伏发电（以下简称“风光”）等波动性可再生能源在电力系统中渗透率快速增加，加之今后风光要实现倍增、跨越式发展，风光消纳、电力系统运行和管理将面临愈加严峻的挑战“，国家发改委能源研究所研究员时璟丽老师在解读中提到，2020年风光电量在全国全社会用电量中的比重已达9.7%，“三北”地区典型如青海，风光发电量在其全部发电量占比为26%，风光实际消纳量在其全社会用电量占比为24%，东中部和南方地区典型如浙江海宁市，2021年上半年光伏发电装机与当地最低和最高用电负荷的比值分别为95%和29%”。

此次文件也是首次把消纳列为实现碳达峰的关键因素。电规总院在解读中表示，新能源出力具有不确定性，目前我国电力系统灵活性不足、调节能力不够等短板和问题突出，制约更高比例和更大规模可再生能源发展。实现碳达峰、碳中和是一场广泛而深刻的经济社会系统性变革，增加电力系统灵活性和新能源发电并网规模需要政府部门、电网企业、发电企业等各方的共同努力。

不仅如此，文件还进一步明确了调峰责任的划分：保障性规模内的项目由电网承担消纳责任，而市场化项目则需要由发电企业适当承担调峰责任，并且随着新能源发电技术进步、效率提高以及系统调峰成本的下降，将电网企业承担的消纳规模和比例有序调减。

需要注意的是，尽管此前不少省份陆续出台相关政策要求新能源发电企业配套储能建设，但从国家层面来看，这是第一份明确发电企业承担调峰责任的文件。这不仅意味着可再生能源快速发展带来的调峰与消纳压力与日俱增，同时也提醒行业，新能源行业的发展必须解决调峰问题，而当前这一问题的解决显然并不能仅仅依靠电网企业。

根据时璟丽老师解读，在全国范围内尤其是可再生能源占比较高的地区继续提升风光在电力系统中的渗透率，必须在电源侧、电网侧、用户侧各方都采取有效措施，通过合理配置调峰和储能设施、推进火电灵活性改造、加快电网基础设施建设、发挥需求侧响应作用、加强网源荷储衔接等方式，持续提升电力系统灵活性，增加系统调节能力。

2021年5月，国家能源局关于2021年风电、光伏发电开发建设有关事项的通知》，明确提出保障性并网范围以外仍有意愿并网的项目，可通过自建、合建共享或购买服务等市场化方式落实并网条件后，由电网企业予以并网。并网条件主要包括配套新增的抽水蓄能、储热型光热发电、火电调峰、新型储能、可调节负荷等灵活调节能力。

实际上，市场化并网项目概念的提出正是多能互补、源网荷储一体化项目的延申，配置调峰或者储能正成为“十四五”期间新能源项目的标配。另一方面，尽管国家层面“特赦”了保障性规模不配置储能，但从目前各省的管理方案来看，已经有超过10个省份要求新增项目配置储能进行竞争性配置。

这也间接说明了，各省的调峰或者说消纳能力正逐步达到上限，消纳已然成为各省发展新能源的瓶颈，当下解决这一问题迫在眉睫。

但同时，储能的经济性问题以及究竟能否达到既定的调峰能力正成为行业的疑点。有专业人士测算，一个100MW的光伏电站项目，按照15%、4h以及20%、4h比例配置储能，将增加0.9-1.2亿元的建设成本，折合每瓦相当于增加1元左右。

以当前的组件价格，光伏电站系统造价约为3.8-4元/瓦，加上配置储能成本，光伏电站的单瓦造价将直逼5元/瓦，势必会给平价光伏电站投资带来不小的压力。

不过，一方面，2021年新增光伏电站项目均以存量项目为主，根据此前时景丽老师演讲，90GW保障性规模主要是2020年底前核准或备案且未并网的存量项目。尽管当前以多能互补、源网荷储一体化为代表的市场化项目申报正如火如荼，但这部分项目基本不会在今年落地。

有知情人士透露，目前大部分项目更多的停留在方案编制阶段，“源网荷储项目中真正绑定了负荷的项目并没有多少，大部分项目只是先签署框架协议进行项目申报，何时能落地实施尚无结论”。

另外，光伏們还获悉，多个省份2021年非水可再生能源占比权重目标已经完成，甚至个别省份2021-2022年两年的目标已经达到，新增规模基本以市场化项目为主。此前青海公示的一体化项目申报规模已经高达42GW。

据光伏們了解，目前各省计划申报的一体化项目规模高达数百吉瓦，仅公开信息中签约的一体化项目已经超过150GW。面对双碳目标的压力，各大发电企业对于新能源装机的需求迫切。可以确定的是，投资商对于市场化项目的申报并不会放松，但如果系统造价高居不下，那么市场化项目有可能会延长项目落地时间。

在今年5月份四川甘孜州项目优选中，国家电投以不到0.2元/千瓦时的电价中标，该项目要求2022年底前并网。作为全球最大的光伏发电企业，国家电投这一中标虽引来了诸多质疑，但从经济性角度考虑，多位行业人士也表示，满足收益率要求并不是完全不可能。这一电价的报出也给光伏行业的降本带来了新的思路。

另一方面，根据电规总院解读，此次文件通过允许及鼓励企业自建或购买调峰能力的方式可以有三种。

一是建设调峰能力，自主调节运行。鼓励发电企业为风电、光伏发电自建新型储能等调峰电源，或对存量煤电进行灵活性改造，通过自有电源的调节互补，实现“风光水火储一体化”建设运行，为系统提供稳定可控的发电能力。这种方式要求调峰资源与新能源发电距离较近才能实现。

二是建设调峰能力，公网调度运行。发电企业自建的调峰能力交由电网企业统一调度，这种方式有利于统筹利用发电企业在不同地点的调峰资源，突破了地理范围的局限性。

三是购买调峰能力，公网调度运行。对于部分新能源企业，在调峰能力建设方面的资源条件和技术能力比较欠缺，例如不具备建设抽水蓄能电站的能力，也没有自有煤电可实施灵活性改造，就可以考虑通过市场化方式购买调峰资源，这种方式突破了发电企业自身条件的局限性。

电规总院认为，长期以来，以抽水蓄能、储能为代表的调峰电源存在着支撑政策不完善、服务价格难界定、受益主体不明晰、投资回报缺保障等问题，导致市场主体对投资调峰资源缺少积极性，进而影响了电力系统灵活性的持续提升。《通知》的出台正值可再生能源发电成本逐步下降、普遍低于各地火电基准价的时机，通过创新调峰资源的疏导方式，有利于通过市场化的方式促进抽水蓄能、电化学储能和光热发电等行业自主发展，进而通过调峰资源的规模化发展带动其高质量发展。

不过，就目前来看，化学储能经济性的问题仍然待解。“尽管《关于加快推动新型储能发展的指导意见》以及分时电价政策相继出台，但对于储能经济性问题的解决来说尚处于初级阶段，行业还需要更多的细则以及电价政策支持，比如储能容量电价机制等”，有行业人士告诉光伏們。

中关村储能产业技术联盟副秘书长李臻在此前接受第一财经采访时解释道，无论是自建、合建还是购买储能或其他调峰服务，新建保障性消纳以外的可再生能源配置调峰资源的成本，主要是由发电企业承担。目前储能的收益，主要通过电力辅助服务市场实现。现有政策下，大部分地区仅靠调峰辅助服务市场的收益还难以完全收回储能的成本，需要考虑可再生能源配置储能的整体收益。

新能源正面临“百年未有之变局”带来的全新发展周期，但对于行业来说，这仅仅是一个新的起点，随着新能源的大规模发展，由土地、电网等问题引申而来的压力并不会比“双反”更轻松，这是一个需要调动整个社会机制来解决推动的问题。

新能源的发展，仍然任重而道远。