近年來，我國可再生能源迅猛發(fā)展，但存在電力系統(tǒng)靈活性不足、調節(jié)能力不夠等短板和問題，制約可再生能源實現(xiàn)更高比例和更大規(guī)模發(fā)展。實現(xiàn)國家“3060”目標的關鍵在促進可再生能源發(fā)展，促進可再生能源發(fā)展關鍵在于消納，保障可再生能源消納關鍵在于電網接入、調峰和儲能。為此，國家發(fā)改委、國家能源局于7月29日印發(fā)《關于鼓勵可再生能源發(fā)電企業(yè)自建或購買調峰能力增加并網規(guī)模的通知》，鼓勵發(fā)電企業(yè)通過自建或購買調峰儲能能力的方式，增加可再生能源發(fā)電裝機并網規(guī)模。

政策科普：發(fā)電企業(yè)、電網公司和調峰資源，影響幾何？

       在保障性并網規(guī)模中，政策提出“電源企業(yè)適當承擔可再生能源并網消納責任”，將有助于減輕電源側負擔。

      在市場化并網規(guī)模中，電源企業(yè)可以通過自愿建儲能/調峰資源，或者購買儲能或者調峰能力（其中包括購買調峰儲能項目和購買調峰儲能服務兩種方式）來增加可再生能源并網規(guī)模，并對掛鉤比例做出要求。

     1)  以自愿建儲能或者調峰資源的掛鉤比例要求：

     ① 自建調峰資源方式掛鉤比例要求：市場化并網規(guī)模初期按照功率15%的掛鉤比例配建調峰能力，按照20%以上比例配建的優(yōu)先并網；2022年后將適時進行年度調整。

     ② 合建調峰資源方式掛鉤比例要求：可按照自建調峰資源方式掛鉤比例乘以出資比例配建可再生能源發(fā)電；初期可以適當高于出資比例進行配建。

     ③ 自建合建調峰和儲能項目建成投運后，企業(yè)可選擇自主運營項目或交由本地電網企業(yè)調度管理前者可作為獨立市場主體參與電力市場獲取收益，后者根據電網調峰需要調度機構對相關項目開展調度管理，項目按相關價格政策獲取收益。

     2)  通過購買儲能或者調峰能力方式的掛鉤比例要求：

     ① 購買調峰資源掛鉤比例要求：市場化并網容量的項目，初期按照15%的掛鉤比例購買調峰能力，鼓勵按照20%以上掛鉤比例購買。購買比例2022年后根據情況適時調整，每年度公布一次。

     從以上內容可以看出，政策為儲能在“十四五”期間實現(xiàn)規(guī)?；w發(fā)展營造良好的發(fā)展環(huán)境。

      通過市場化方式并網的項目儲能配建比例遵循“前低后高”原則，但市場化并網的總體成本需同時關注配置比例和單位千瓦成本情況，隨著“十四五”后期儲能應用的增多，可能帶來單位千瓦儲能配置成本的降低，即使后期儲能配建比例提升，也未必會引發(fā)電源企業(yè)在初期儲能搶建行為。

       值得注意的是，無論是自建、合建還是通過購買方式獲得調峰能力，其需要配置儲能比例是一樣的。市場化并網前期由于儲能的盈利模式、收益情況尚不明晰，為減少前期壓力和風險，企業(yè)可更多選擇購買服務的方式以達到政策要求。

       此外，政策要求電源企業(yè)未用完的調峰資源可交易至其他市場主體，不允許發(fā)電企業(yè)結轉至下年繼續(xù)使用；并且自建、共建、購買調峰資源以及開展調峰資源指標交易均需在省(區(qū)、市)內統(tǒng)籌。這樣有利于實現(xiàn)當年發(fā)電項目的充分并網，實現(xiàn)可再生能源并網規(guī)模最大化；為減少不必要的損失，業(yè)主對市場化并網項目的供貨時間要求也會更嚴格，防止調峰資源的浪費。而調峰資源指標交易需在省內統(tǒng)籌，不能跨省交易，因此可能引起不同區(qū)域之間調峰成本差異。

       政策提出“在保障性并網項目中，電網企業(yè)要承擔電網建設發(fā)展和可再生能源并網消納的主體責任，未來承擔的消納規(guī)模和比例有序調減”的內容。明確電網建設和可再生能源并網消納的主體責任，有利于保障性并網規(guī)模內項目的順利有序推進；未來電網承擔的消納規(guī)模和比例有序調減則意味著未來即使保障性并網的項目也需要電源企業(yè)逐漸開始自配調峰能力。

      政策鼓勵多渠道增加調峰資源，如抽水蓄能電站、化學儲能等新型儲能、氣電、光熱電站、靈活性制造改造的煤電，這有利于各省選擇適合自身發(fā)展的調峰形式，不同調峰資源同臺競爭。

地方響應？湖北先行

      早在兩部委鼓勵可再生能源發(fā)電企業(yè)自建或者購買調峰能力增加并網規(guī)模的政策出臺前，湖北省能源局在其發(fā)布的《2021年平價新能源項目開發(fā)建設有關事項的通知》中就鼓勵風電項目建設以市場化并網方式開展，優(yōu)先支持風光火互補項目、風光儲項目建設。基于調峰方式的不同，湖北將新能源項目分成三類：基于火電靈活性改造配置的、基于新建抽水蓄能配置的和基于新建電化學儲能配置的新能源項目, 即除政策中提到的產業(yè)發(fā)展配套的新能源項目，其他類型兩類項目皆需要自行落實并網條件，解決調峰問題。

十四五”期間儲能潛力研判：下一個市場爆點

       上述分析可見新能源項目配建調峰能力在地方政策上的深入，這將提高新能源項目投資的門檻，項目開發(fā)模式也正式轉向多能協(xié)同發(fā)展方向。從中央到地方都在鼓勵儲能行業(yè)的發(fā)展，那么“十四五”期間儲能行業(yè)的潛力如何呢？

      據統(tǒng)計顯示，全國統(tǒng)一非水可再生能源電力消納責任權重目標將由2021年12.7%提升至2030年的25.9%，預計2025年達到~18.7%；按“十四五”期間全社會用電量每年增長6%判斷，到2025年全社會用電量預計突破10萬億千瓦時，故預估非水可再生能源電力消納量最低值將從2020年的約8600億千瓦時提升到2025年的18800億千瓦時。

↑  非水可再生能源電力消納預測

        “十四五”期間全國風電裝機規(guī)模預計達到約2.9億千瓦，其中陸上約2.5億千瓦左右；“十四五”期間為完成非水綠電消納最低目標值，風電的保障性并網容量約為2.08億千瓦，其余8200萬千瓦的風電項目將通過市場化方式并網(約占1/3)；按此次政策對市場化并網項目需配建調峰能力最低15%的掛鉤比例要求來計算，則“十四五”期間風電項目建設可帶來新建調峰需求約1200萬千瓦。

       “十四五”期間全國光伏新增裝機規(guī)模預計達到3.7億千瓦，按照戶用光伏約占50%比例計算，新增集中式或大基地光伏項目約1.8億千瓦左右，其中約1.5億千瓦將通過市場化并網方式，按照15%比例計算， 則光伏市場化方式并網將帶來約2300萬千瓦的調峰資源需求。

↑ 風光市場化并網容量及調峰需求測算

*說明：“十四五”光伏新增裝機37,256萬千瓦，其中約50%比例是戶用光伏,即18,628萬千瓦，這部分為不需要接入大電網的光伏裝機，為完成非水可再生能源電力最低消納目標，2025年底光伏最低裝機為22,097萬千瓦，則保障性并網規(guī)模為22,097-18,628=3,469萬千瓦, 則需通過市場化并網的光伏容量=37256-18628-3469=15159萬千瓦。