雙碳目標的預期之下，新型電力系統及可再生能源消納基礎的建設將繼續加碼。
8月10日，國家發改委、國家能源局發布《關于鼓勵可再生能源發電企業自建或購買調峰能力增加并網規模的通知》（下稱，“通知”），提出在電網企業承擔可再生能源保障性并網責任的基礎上，鼓勵發電企業通過自建或購買調峰儲能能力的方式，增加可再生能源發電裝機并網規模。
背后的一整套邏輯是，“實現碳達峰關鍵在促進可再生能源發展，促進可再生能源發展關鍵在于消納，保障可再生能源消納關鍵在于電網接入、調峰和儲能。”
一系列利好儲能的政策也于近期密集釋放：5月7日，國家發改委發布《關于進一步完善抽水蓄能價格形成機制的意見》；7月23日，國家發展改革委、國家能源局發布《關于加快推動新型儲能發展的指導意見》；7月26日，《關于進一步完善分時電價機制的通知》印發。其核心目標都是為促進可再生能源的消納。
7月30日中共中央政治局會議明確提出，要統籌有序做好碳達峰、碳中和工作，先立后破。風光發展不能搞大跨越，必須與電力系統靈活性資源建設相匹配。
英大證券有限責任公司研究所副所長臧寧寧認為，上述《通知》與近期出臺的新型儲能、分時電價等相關政策一脈相承，核心在于夯實可再生能源消納基礎，有序推進雙碳目標的實現。
發電端靈活性資源建設
《通知》的出臺首要目的在于，加速推進以新能源為主體的新型電力系統建設。
臧寧寧對經濟觀察報表示，“十四五”、“十五五”期間，構建以新能源為主體的新型電力系統的核心在于在發輸配售用各個環節推進靈活性資源建設，《通知》出臺正是從發電端構建電力系統靈活性的重要舉措。
隨著新能源裝機占比的不斷提升，供需兩端雙向波動性增大導致電力平衡越來越困難，同時不斷增多的可再生能源發電機組對電力系統的支撐性和抗擾動性卻越來越弱，電力系統安全穩定運行面臨越來越大挑戰。據國際能源署研究，當電力系統可再生能源滲透率超過15%時，電力系統靈活性運行成為首要關鍵。2020年我國10個地區風光消納占比超過15%，2030年我國風光發電量占比將超過20%。
“電網企業”與“電源企業”在新能源消納中的責任也被進一步明確。根據《通知》，電網企業要切實承擔電網建設發展和可再生能源并網消納的主體責任，統籌調峰能力建設和資源利用，每年新增的并網消納規模中，電網企業應承擔主要責任，電源企業適當承擔可再生能源并網消納責任。隨著新能源發電技術進步、效率提高，以及系統調峰成本的下降，將電網企業承擔的消納規模和比例有序調減。
在發電側，《通知》鼓勵發電企業自建儲能或調峰能力增加并網規模，提出在電網企業承擔風電和太陽能發電等可再生能源保障性并網責任以外，仍有投資建設意愿的可再生能源發電企業，鼓勵在自愿的前提下自建儲能或調峰資源增加并網規模。對按規定比例要求配建儲能或調峰能力的可再生能源發電企業，經電網企業按程序認定后，可安排相應裝機并網。
臧寧寧認為，這將推動發電企業從“可再生能源發電+調峰裝置”的系統總體角度統籌安排項目開工，有利于進一步推動風光水火儲一體化項目開發模式發展，進一步推進新能源由電量主體向電量、電力主體轉變，進一步提高新能源市場競爭力。從而促使新能源由電量主體向電量、電力主體轉變。
過去10年，新能源發電技術成本快速下降，在度電成本方面，光伏發電下降了85%，光熱發電下降68%，陸上風電下降了56%，海上風電下降了48%，度電成本上競爭力逐步增強，中國風光發電進入平價、低價上網時代。但目前所說的“平價、低價”是指電量成本，主要考慮投資運營成本，尚未考慮為實現新能源電量消納整個電力系統所提供的支撐性保障性成本。
發電企業將是儲能建設的主體。臧寧寧表示，目前中國已有多省出臺新能源+儲能配套要求政策，明確新能源配儲能比例范圍在5%～20%，并給予儲能明確補貼。該《通知》進一步明確提出，“每年新增的并網消納規模中，電網企業應承擔主要責任，電源企業適當承擔可再生能源并網消納責任”，“鼓勵發電企業自建儲能或調峰能力增加并網規模”，明確了發電企業儲能建設主體地位，有利于推動新能源、儲能開發模式和商業模式創新，如第三方儲能、合作開發抽水蓄能電站等。
此外，“允許發電企業購買儲能或調峰能力增加并網規模”、“對于發電企業自主運營的調峰和儲能項目，可作為獨立市場主體參與電力市場”，將進一步推動發電企業參與調峰調頻輔助服務市場，加快推進構建與新能源主體地位相適應的電力市場。
新型儲能政策利好
《通知》提出，鼓勵多渠道增加調峰資源，承擔可再生能源消納對應的調峰資源，包括抽水蓄能電站、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。
臧寧寧認為這將推進多元化儲能技術創新及應用。“十四五”、“十五五”期間煤電靈活性改造仍是重點。在推進抽蓄、跨省跨區調節基礎上，還需要進一步推進電力體制改革，拉大峰谷電價差，推進主動需求側響應，引導電動汽車成為新的重要靈活性資源。推進儲能技術創新及應用，在確保安全的基礎上，進一步降低成本，推進電化學儲能應用。“從目前看可行的靈活性手段主要有抽蓄、跨省跨區調節、氣電、需求側響應、電動汽車充放電、儲能、煤電靈活性改造、光熱、氫能等。據測算，當2030年需求側最大負荷18億千瓦，風光裝機13萬千瓦，在綜合考慮各種可行靈活性安排下，煤電作為靈活性資源主力，平均負荷率將低于40%，如風光裝機進一步提高，電力系統安全穩定運行風險較大。”
為促進新能源的消納，國家發改委近期密集出臺一系列政策利好新型儲能的政策。
在7月23日發布的《關于加快推動新型儲能發展的指導意見》中提出到預計到2025年，新型儲能裝機規模達3000萬千瓦以上的裝機目標。此外還提出健全“新能源+儲能”項目激勵機制。對于配套建設新型儲能的新能源發電項目，動態評估其系統價值和技術水平，可在競爭性配置、項目核準（備案）、并網時序、系統調度運行安排、保障利用小時數、電力輔助服務補償考核等方面給予適當傾斜。
根據上述指導意見，2025年將實現新型儲能從商業化初期向規模化發展轉變。到2030年，實現新型儲能全面市場化發展。新型儲能核心技術裝備自主可控，技術創新和產業水平穩居全球前列，標準體系、市場機制、商業模式成熟健全，與電力系統各環節深度融合發展，裝機規模基本滿足新型電力系統相應需求。
7月29日，國家發展改革委印發《關于進一步完善分時電價機制的通知》，部署各地完善分時電價機制，服務以新能源為主體的新型電力系統建設。國家發改委就此政策出臺背景的解讀是，分時電價的進一步完善有利于保障電力安全穩定經濟運行以及中長期實現碳達峰、碳中和目標。
國家發展改革委有關負責人在答記者問時稱：“合理拉大峰谷電價價差，有利于引導用戶在電力系統低谷時段多用電，并為抽水蓄能、新型儲能發展創造更大空間，這對促進風電、光伏發電等新能源加快發展、有效消納，著眼中長期實現碳達峰、碳中和目標具有積極意義。”
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