近日，國家發(fā)改委、國家能源局印發(fā)《關(guān)于鼓勵可再生能源發(fā)電企業(yè)自建或購買調(diào)峰能力增加并網(wǎng)規(guī)模的通知》(發(fā)改運(yùn)行〔2021〕1138號)該文件的主要內(nèi)容包括：

1、明確“電網(wǎng)企業(yè)”與“電源企業(yè)”在新能源消納中的責(zé)任

“1138號文”與5月20日國家能源局正式下發(fā)《關(guān)于2021年風(fēng)電、光伏發(fā)電開發(fā)建設(shè)有關(guān)事項的通知》(國能發(fā)新能〔2021〕25號)一起，明確了未來電網(wǎng)企業(yè)、電源企業(yè)在新能源消納過程中，應(yīng)當(dāng)承擔(dān)的責(zé)任，即電網(wǎng)企業(yè)為主，電源企業(yè)為輔。

未來的風(fēng)電、光伏市場分保障性規(guī)模、市場化規(guī)模兩類，其中：

保障性規(guī)模：規(guī)模主體，由電網(wǎng)企業(yè)承擔(dān)消納任務(wù)

為各地落實非水電消納責(zé)任權(quán)重所必需的新增裝機(jī)，采用競爭性配置，由電網(wǎng)企業(yè)保障并網(wǎng);2021年度的保障性規(guī)模為90GW。

市場化規(guī)模：由電源企業(yè)承擔(dān)消納任務(wù)

為超出保障性消納規(guī)模仍有意愿并網(wǎng)的項目，企業(yè)通過自建、合建共享或購買服務(wù)等市場化方式獲得，在落實抽水蓄能、儲熱型光熱發(fā)電、火電調(diào)峰、電化學(xué)儲能、可調(diào)節(jié)負(fù)荷等后，由電網(wǎng)給予并網(wǎng)。

隨著新能源發(fā)電技術(shù)進(jìn)步、效率提高，以及系統(tǒng)調(diào)峰成本的下降，將電網(wǎng)企業(yè)承擔(dān)的消納規(guī)模和比例有序調(diào)減。因此，在未來新能源的年新增裝機(jī)中，保障性規(guī)模的比例將逐漸降低，而市場化規(guī)模的比例將提升。

2、明確市場化規(guī)模的調(diào)峰能力配比要求

根據(jù)“1138號文”，市場化規(guī)模的調(diào)峰資源配比可以通過三種方式獲得，基本是按照15%功率、4小時考慮，鼓勵20%、4小時。如下表所示。

時間要求：各地在安排發(fā)電項目時要做到與新增調(diào)峰項目同步建成、同步并網(wǎng)。調(diào)峰儲能配建比例按可再生能源發(fā)電項目核準(zhǔn)(備案)當(dāng)年標(biāo)準(zhǔn)執(zhí)行。

處罰措施：對于發(fā)現(xiàn)未按承諾履行建設(shè)責(zé)任的企業(yè)，在計算調(diào)峰能力時按照未完成容量的2倍予以扣除;相關(guān)企業(yè)要限期整改，未按期整改的企業(yè)不得參與下年度可再生能源市場化并網(wǎng)。

對于由電網(wǎng)承擔(dān)消納任務(wù)的保障性規(guī)模，部分省份也要求配一定能比例的儲能。根據(jù)各省的競爭性配置文件，大部分省份的保障性規(guī)模儲能配置要求為10%功率、2小時，如下表所示。

對保障性規(guī)模和市場化規(guī)模對于調(diào)峰能力的要求對比，若按照1.5元/Ah的化學(xué)儲能成本計算：

保障性規(guī)模的主流要求：10%、2h，折合增加單瓦初始投資約0.3元/W。

市場化規(guī)模的最低要求：15%、4h，折合增加單瓦初始投資約0.9元/W?？梢钥闯?，市場化規(guī)模的調(diào)峰能力配建要求的成本，基本是保障性規(guī)模的3倍!在現(xiàn)有化學(xué)儲能成本下，首年約增加0.6元/W的初始投資。未考慮將來化學(xué)儲能設(shè)備更換成本。

3、明確各類調(diào)峰資源的規(guī)模確定

根據(jù)“1138號文”，被認(rèn)可的調(diào)峰資源可以分為三類，每類的調(diào)峰能力(功率)的認(rèn)定方式如下表所示。

4、促進(jìn)新型儲能發(fā)展，核心為促進(jìn)新能源消納

正如文件中提到的，保障可再生能源消納關(guān)鍵在于電網(wǎng)接入、調(diào)峰和儲能。

近期出臺了一系列利好儲能的政策，其核心目標(biāo)，都是為了促進(jìn)可再生能源的消納。

5月7日，國家發(fā)改委發(fā)布《關(guān)于進(jìn)一步完善抽水蓄能價格形成機(jī)制的意見》(詳見《重磅：抽水蓄能價格機(jī)制明確，助力新能源市場爆發(fā)!》)，明確：以競爭性方式形成電量電價，將容量電價納入輸配電價回收，同時強(qiáng)化與電力市場建設(shè)發(fā)展的銜接，逐步推動抽水蓄能電站進(jìn)入市場，著力提升電價形成機(jī)制的科學(xué)性、操作性和有效性，充分發(fā)揮電價信號作用。

這一政策，為抽蓄通過市場化手段參與新能源消納的輔助服務(wù)做了充分的鋪墊。

7月23日，國家發(fā)展改革委、國家能源局正式聯(lián)合發(fā)布《國家發(fā)展改革委 國家能源局關(guān)于加快推動新型儲能發(fā)展的指導(dǎo)意見》，提出裝機(jī)規(guī)模目標(biāo)：

1)預(yù)計到2025年，新型儲能裝機(jī)規(guī)模達(dá)3000萬千瓦以上。

2)健全“新能源+儲能”項目激勵機(jī)制。對于配套建設(shè)新型儲能的新能源發(fā)電項目，動態(tài)評估其系統(tǒng)價值和技術(shù)水平，可在競爭性配置、項目核準(zhǔn)(備案)、并網(wǎng)時序、系統(tǒng)調(diào)度運(yùn)行安排、保障利用小時數(shù)、電力輔助服務(wù)補(bǔ)償考核等方面給予適當(dāng)傾斜。

7月26日，國家發(fā)展改革委、國家發(fā)改委印發(fā)《關(guān)于進(jìn)一步完善分時電價機(jī)制的通知》，文件要求：

在保持銷售電價總水平基本穩(wěn)定的基礎(chǔ)上，進(jìn)一步完善目錄分時電價機(jī)制。合理確定峰谷電價價差。上年或當(dāng)年預(yù)計最大系統(tǒng)峰谷差率超過40%的地方，峰谷電價價差原則上不低于4:1;其他地方原則上不低于3:1。

上述多個政策是一套組合拳，都是圍繞鼓勵儲能發(fā)展，以促進(jìn)新能源消納的思路開展。