国家发改委发文促风光消纳，专家称需从发输配售用各环节推进灵活性资源建设

国家发改委发文促风光消纳，专家称需从发输配售用各环节推进灵活性资源建设加拿大丰业银行 高歌 双碳目标的预期之下，新型电力系统及可再生能源消纳基础的建设将继续加码。 8月10日，国家发改委、国家能源局发布《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

高歌 双碳目标的预期之下，新型电力系统及可再生能源消纳基础的建设将继续加码。

8月10日，国家发改委、国家能源局发布《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》（下称，“通知”），提出在电网企业承担可再生能源保障性并网责任的基础上，鼓励发电企业通过自建或购买调峰储能能力的方式，增加可再生能源发电装机并网规模。

背后的一整套逻辑是，“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。”

7月30日中共中央政治局会议明确提出，要统筹有序做好碳达峰、碳中和工作，先立后破。风光发展不能搞大跨越，必须与电力系统灵活性资源建设相匹配。

英大证券有限责任公司研究所副所长臧宁宁认为，上述《通知》与近期出台的新型储能、分时电价等相关政策一脉相承，核心在于夯实可再生能源消纳基础，有序推进双碳目标的实现。

臧宁宁对表示，《通知》的出台首要目的在于，加速推进以新能源为主体的新型电力系统建设。

“随着新能源装机占比的不断提升，供需两端双向波动性增大导致电力平衡越来越困难，同时不断增多的可再生能源发电机组对电力系统的支撑性和抗扰动性却越来越弱，电力系统安全稳定运行面临越来越大挑战。据国际能源署研究，当电力系统可再生能源渗透率超过15%时，电力系统灵活性运行成为首要关键。2020年我国10个地区风光消纳占比超过15%，2030年我国风光发电量占比将超过20%。‘十四五’‘十五五’期间，构建以新能源为主体的新型电力系统的核心在于在发输配售用各个环节推进灵活性资源建设。该政策出台正是从发电端构建电力系统灵活性的重要举措。”

根据《通知》，电网企业要切实承担电网建设发展和可再生能源并网消纳的主体责任，统筹调峰能力建设和资源利用，每年新增的并网消纳规模中，电网企业应承担主要责任，电源企业适当承担可再生能源并网消纳责任。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。

在发电侧，《通知》鼓励发电企业自建储能或调峰能力增加并网规模，提出在电网企业承担风电和太阳能发电等可再生能源保障性并网责任以外，仍有投资建设意愿的可再生能源发电企业，鼓励在自愿的前提下自建储能或调峰资源增加并网规模。对按规定比例要求配建储能或调峰能力的可再生能源发电企业，经电网企业按程序认定后，可安排相应装机并网。

臧宁宁认为，这将推动发电企业从“可再生能源发电+调峰装置”的系统总体角度统筹安排项目开工，有利于进一步推动风光水火储一体化项目开发模式发展，进一步推进新能源由电量主体向电量、电力主体转变，进一步提高新能源市场竞争力。从而促使新能源由电量主体向电量、电力主体转变。

过去10年，新能源发电技术成本快速下降，在度电成本方面，光伏发电下降了85%，光热发电下降68%，陆上风电下降了56%，海上风电下降了48%，度电成本上竞争力逐步增强，我国风光发电进入平价、低价上网时代。但目前所说的“平价、低价”是指电量成本，主要考虑投资运营成本，尚未考虑为实现新能源电量消纳整个电力系统所提供的支撑性保障性成本。

发电企业储能建设主体地位被进一步明确。臧宁宁表示，目前中国已有多省出台新能源+储能配套要求政策，明确新能源配储能比例范围在5%～20%，并给予储能明确补贴。该《通知》进一步明确提出，“每年新增的并网消纳规模中，电网企业应承担主要责任，电源企业适当承担可再生能源并网消纳责任”，“鼓励发电企业自建储能或调峰能力增加并网规模”，进一步明确了发电企业储能建设主体地位，有利于推动新能源、储能开发模式和商业模式创新，如第三方储能、合作开发抽水蓄能电站等。

此外，“允许发电企业购买储能或调峰能力增加并网规模“、“对于发电企业自主运营的调峰和储能项目，可作为独立市场主体参与电力市场”，将进一步推动发电企业参与调峰调频辅助服务市场，加快推进构建与新能源主体地位相适应的电力市场。

《通知》提出，鼓励多渠道增加调峰资源，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。

臧宁宁认为这将进一步推进多元化储能技术创新及应用。“十四五”、“十五五”期间煤电灵活性改造仍是重点。在推进抽蓄、跨省跨区调节基础上，还需要进一步推进电力体制改革，拉大峰谷电价差，推进主动需求侧响应，引导电动汽车成为新的重要灵活性资源。推进储能技术创新及应用，在确保安全的基础上，进一步降低成本，推进电化学储能应用。

“从目前看可行的灵活性手段主要有抽蓄、跨省跨区调节、气电、需求侧响应、电动汽车充放电、储能、煤电灵活性改造、光热、氢能等。据测算，当2030年需求侧最大负荷18亿千瓦，风光装机13万千瓦，在综合考虑各种可行灵活性安排下，煤电作为灵活性资源主力，平均负荷率将低于40%，如风光装机进一步提高，电力系统安全稳定运行风险较大。”

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