面對雙碳目標的挑戰(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(wǎng)規(guī)模的通知》，進一步明確了風、光伏市場化項目配調峰能力的規(guī)則，以促進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)?！半S著風電、光伏發(fā)電（以下簡稱“風光”）等波動性可再生能源在電力系統(tǒng)中滲透率快速增加，加之今后風光要實現(xiàn)倍增、跨越式發(fā)展，風光消納、電力系統(tǒng)運行和管理將面臨愈加嚴峻的挑戰(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年風光電量在全國全社會用電量中的比重已達9.7%，“三北”地區(qū)典型如青海，風光發(fā)電量在其全部發(fā)電量占比為26%，風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)電裝機與當?shù)刈畹秃妥罡哂秒娯摵傻谋戎捣謩e為95%和29%”。
此次文件也是首次把消納列為實現(xiàn)碳達峰的關鍵因素。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)碳達峰、碳中和是一場廣泛而深刻的經(jīng)濟社會系統(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，文件還進一步明確了調峰責任的劃分：保障性規(guī)模內的項目由電網(wǎng)承擔消納責任，而市場化項目則需要由發(fā)電企業(yè)適當承擔調峰責任，并且隨著新能源發(fā)電技術進步、效率提高以及系統(tǒng)調峰成本的下降，將電網(wǎng)企業(yè)承擔的消納規(guī)模和比例有序調減。
需要注意的是，盡管此前不少省份陸續(xù)出臺相關政策要求新能源發(fā)電企業(yè)配套儲能建設，但從國家層面來看，這是第一份明確發(fā)電企業(yè)承擔調峰責任的文件。這不僅意味著可再生能源快速發(fā)展帶來的調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)展必須解決調峰問題，而當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，在全國范圍內尤其是可再生能源占比較高的地區(qū)繼續(xù)提升風光在電力系統(tǒng)中的滲透率，必須在電源側、電網(wǎng)側、用戶側各方都采取有效措施，通過合理配置調峰和儲能設施、推進火電靈活性改造、加快電網(wǎng)基礎設施建設、發(fā)揮需求側響應作用、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)調節(jié)能力。
2021年5月，國家能源局關于2021年風電、光伏發(fā)電開發(fā)建設有關事項的通知》，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、火電調峰、新型儲能、可調節(jié)負荷等靈活調節(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，配置調峰或者儲能正成為“十四五”期間新能源項目的標配。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行競爭性配置。
這也間接說明了，各省的調峰或者說消納能力正逐步達到上限，消納已然成為各省發(fā)展新能源的瓶頸，當下解決這一問題迫在眉睫。
但同時，儲能的經(jīng)濟性問題以及究竟能否達到既定的調峰能力正成為行業(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成本，折合每瓦相當于增加1元左右。
以當前的組件價格，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年底前核準或備案且未并網(wǎng)的存量項目。盡管當前以多能互補、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)議進行項目申報，何時能落地實施尚無結論”。
另外，光伏們還獲悉，多個省份2021年非水可再生能源占比權重目標已經(jīng)完成，甚至個別省份2021-2022年兩年的目標已經(jīng)達到，新增規(guī)?；疽允袌龌椖繛橹?。此前青海公示的一體化項目申報規(guī)模已經(jīng)高達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。面對雙碳目標的壓力，各大發(fā)電企業(yè)對于新能源裝機的需求迫切?？梢源_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，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)，國家電投這一中標雖引來了諸多質疑，但從經(jīng)濟性角度考慮，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)自建或購買調峰能力的方式可以有三種。
一是建設調峰能力，自主調節(jié)運行。鼓勵發(fā)電企業(yè)為風電、光伏發(fā)電自建新型儲能等調峰電源，或對存量煤電進行靈活性改造，通過自有電源的調節(jié)互補，實現(xiàn)“風光水火儲一體化”建設運行，為系統(tǒng)提供穩(wěn)定可控的發(fā)電能力。這種方式要求調峰資源與新能源發(fā)電距離較近才能實現(xiàn)。
二是建設調峰能力，公網(wǎng)調度運行。發(fā)電企業(yè)自建的調峰能力交由電網(wǎng)企業(yè)統(tǒng)一調度，這種方式有利于統(tǒng)籌利用發(fā)電企業(yè)在不同地點的調峰資源，突破了地理范圍的局限性。
三是購買調峰能力，公網(wǎng)調度運行。對于部分新能源企業(yè)，在調峰能力建設方面的資源條件和技術能力比較欠缺，例如不具備建設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)總院認為，長期以來，以抽水蓄能、儲能為代表的調峰電源存在著支撐政策不完善、服務價格難界定、受益主體不明晰、投資回報缺保障等問題，導致市場主體對投資調峰資源缺少積極性，進而影響了電力系統(tǒng)靈活性的持續(xù)提升?！锻ㄖ返某雠_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價的時機，通過創(chuàng)新調峰資源的疏導方式，有利于通過市場化的方式促進抽水蓄能、電化學儲能和光熱發(fā)電等行業(yè)自主發(fā)展，進而通過調峰資源的規(guī)?；l(fā)展帶動其高質量發(fā)展。
不過，就目前來看，化學儲能經(jīng)濟性的問題仍然待解。“盡管《關于加快推動新型儲能發(fā)展的指導意見》以及分時電價政策相繼出臺，但對于儲能經(jīng)濟性問題的解決來說尚處于初級階段，行業(yè)還需要更多的細則以及電價政策支持，比如儲能容量電價機制等”，有行業(yè)人士告訴光伏們。
中關村儲能產(chǎn)業(yè)技術聯(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峰服務，新建保障性消納以外的可再生能源配置調峰資源的成本，主要是由發(fā)電企業(yè)承擔。目前儲能的收益，主要通過電力輔助服務市場實現(xiàn)?，F(xiàn)有政策下，大部分地區(qū)僅靠調峰輔助服務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，這是一個需要調動整個社會機制來解決推動的問題。
新能源的發(fā)展，仍然任重而道遠。
