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。
附：
电规总院权威解读：明确市场化并网路径，增加可再生能源规模
作者：电力规划设计总院 王霁雪、徐英新、孙哲
近日，国家发展改革委、国家能源局印发了《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》(以下简称为《通知》)，在应对气候变化和构建人类命运共同体的大背景下，促进可再生能源发展、保障可再生能源消纳是当前最为重要和紧迫的任务之一，可再生能源发电企业自建和购买调峰能力，提供了增加可再生能源并网规模的重要途径。
一是鼓励可再生能源发电企业自建或购买调峰能力正当其时
我国力争2030年前实现碳达峰，2060年前实现碳中和，是党中央经过深思熟虑作出的重大战略决策，事关中华民族永续发展和构建人类命运共同体。实现碳达峰、碳中和是一场硬仗，要构建清洁低碳安全高效的能源体系，实施可再生能源替代行动，深化电力体制改革，构建以新能源为主体的新型电力系统。我国具有丰富的风电、光伏等新能源资源，近年来可再生能源迅猛发展，但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。可以说，实现碳达峰关键在促进可再生能源发展，促进可再生能源发展关键在于消纳，保障可再生能源消纳关键在于电网接入、调峰和储能。国家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，可以促进电力系统灵活性和调节能力提高，增加可再生能源发电装机和并网规模，保障2030年前碳达峰、2060年前碳中和目标如期实现。
二是多渠道增加并网规模，拓展可再生能源发展空间
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。此前国家能源局在《关于2021年风电、光伏发电开发建设有关事项的通知》中指出，要建立保障性并网、市场化并网等并网多元保障机制。各省(区、市)完成年度非水电最低消纳责任权重所必需的新增并网项目，由电网企业实行保障性并网。对于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。《通知》进一步明确了引导市场主体多渠道增加可再生能源并网规模的政策，对于调动各类市场主体的积极性，在保障电力系统安全稳定运行的前提下增加可再生能源并网，有积极的促进作用。
三是提出企业自建或购买调峰能力的组织方式，可操作性强
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。
四是科学确定调峰资源范围
《通知》明确了承担可再生能源消纳对应的调峰资源，包括抽水蓄能电站、化学储能等新型储能、气电、光热电站、灵活性制造改造的煤电，基本上包括了化学储能和主要的调峰电源形式。其中，气电是指具备快速启停调峰能力的单循环燃气轮机，光热电站也必须具备一定的储热时长，灵活性煤电应按照比常规煤电机组提升的调节能力核定调峰资源容量。另外，《通知》强调了不包括已列为应急备用和调峰电源的资源。应急备用电源一般情况下为停机备用状态，日常不具备为新能源调峰、促进新能源消纳的作用。已列为调峰电源的机组，已经在电力系统中承担负荷调峰和消纳存量新能源等作用，不能重复计列调峰能力。因此这两种电源不属于《文件》所指调峰资源的范畴。
五是明确调峰能力与新能源规模的挂钩比例
新能源消纳所需的调峰能力，与电力系统的具体负荷特性、电源结构、新能源规模等因素密切相关，不同电网的情况不尽相同，但都存在一个比较合理的范围。调峰能力比例太低，不能满足提升系统调节能力，保障新能源消纳的需要;调峰能力比例设置太高，需要大量投资建设调峰电源，调峰电源的利用率也会降低，影响系统整体效率和经济性。《通知》提出了初期挂钩比例按照功率15%，比例20%以上优先并网是比较符合我国大部分电网实际情况的。由于新能源消纳不仅要求调峰资源的功率调节能力，还要具备一定持续时长，《通知》还明确了时长应在4小时以上，这主要是兼顾了储能型调峰资源的技术特性和电力系统平衡需求。
六是允许调峰资源指标交易，有利于发挥市场机制作用
《通知》提出未用完的调峰资源可交易至其他市场主体，这对于无补贴阶段的可再生能源项目开发权转让是一种明确的制度安排。在可再生能源规模化发展初期，曾一度出现过“圈而不见”、“倒卖指标”等乱象，影响了产业健康发展，为此主管部门曾出台政策禁止“倒卖指标”，这对于净化市场化境、恢复市场秩序发挥了重要积极作用。而调峰资源转让不同以往，是在市场主体已经在承担调峰责任和支付调峰成本的基础上，通过市场化方式对可再生能源项目开发权进行转让，相应权益使用是市场主体应享有的权利，有利于发挥市场的积极作用。
七是提出动态机制，因地制宜灵活实施
为最大程度激发各类市场主体的积极性，《通知》充分考虑了各地的系统结构与市场情况，一方面支持省级能源主管部门因地制宜的对挂钩比例进行研究和适当调整，充分发挥各个参与主体的能力;另一方面明确配建比例逐年动态调整机制，对于可再生能源和调峰资源相应的技术进步与产业升级，以及电力系统的演化情况，都能够有及时和客观的反映。
八是明确建设程序，有利企业把控节奏
为做好能源领域放管服工作，市场化并网可再生能源项目及配套调峰资源项目均由省级能源主管部门牵头负责，同时要求发电项目和调峰项目同步建成、同步并网，避免了“虚假承诺、骗取指标”现象出现。对于企业而言，其更大意义在于给企业未来发展预期提供了政策上的保障，企业可结合自身优势，通过合理配置各类调峰资源，统筹安排发电时序，以实现新能源产业的平稳、健康、有序发展。但值得注意的是，《通知》明确“调峰储能配建比例按可再生能源发电项目核准(备案)当年标准执行”，这对于采用建设抽水蓄能等长建设周期调峰资源配套建设可再生能源项目的方式来说，需要有更强的统筹把控能力。
九是综合作用明显，支持各类调峰资源快速发展
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。
十是落实监管，全面构建保障措施
针对目前普遍存在的“夸大承诺，打折兑现”乱象，《通知》明确提出“企业承诺、政府备案、过程核查、假一罚二”监管机制，形成了承诺—核查—奖惩的完整闭环，更加强调履约监督，更加突出效果核查，更加明确惩罚措施，尤其假一罚二处理方式的提出，更是支持诚信投资企业的创新举措。同时，《通知》也提出了在工作组织、并网接入等方面的具体保障措施。
