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。”

一系列利好储能的政策也于近期密集释放：5月7日，国家发改委发布《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》；7月23日，国家发展改革委、国家能源局发布《关于加快推动新型储能发展的指导意见》；7月26日，《关于进一步完善分时电价机制的通知》印发。其核心目标都是为促进可再生能源的消纳。

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。

发电端灵活性资源建设

《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。

臧宁宁对经济观察报表示，“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，《通知》出台正是从发电端构建电力系统灵活性的重要举措。

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%。

“电网企业”与“电源企业”在新能源消纳中的责任也被进一步明确。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，中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。

发电企业将是储能建设的主体。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”，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。

新型储能政策利好

《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。”

为促进新能源的消纳，国家发改委近期密集出台一系列政策利好新型储能的政策。

在7月23日发布的《关于加快推动新型储能发展的指导意见》中提出到预计到2025年，新型储能装机规模达3000万千瓦以上的装机目标。此外还提出健全“新能源+储能”项目激励机制。对于配套建设新型储能的新能源发电项目，动态评估其系统价值和技术水平，可在竞争性配置、项目核准（备案）、并网时序、系统调度运行安排、保障利用小时数、电力辅助服务补偿考核等方面给予适当倾斜。

根据上述指导意见，2025年将实现新型储能从商业化初期向规模化发展转变。到2030年，实现新型储能全面市场化发展。新型储能核心技术装备自主可控，技术创新和产业水平稳居全球前列，标准体系、市场机制、商业模式成熟健全，与电力系统各环节深度融合发展，装机规模基本满足新型电力系统相应需求。

7月29日，国家发展改革委印发《关于进一步完善分时电价机制的通知》，部署各地完善分时电价机制，服务以新能源为主体的新型电力系统建设。国家发改委就此政策出台背景的解读是，分时电价的进一步完善有利于保障电力安全稳定经济运行以及中长期实现碳达峰、碳中和目标。

国家发展改革委有关负责人在答记者问时称：“合理拉大峰谷电价价差，有利于引导用户在电力系统低谷时段多用电，并为抽水蓄能、新型储能发展创造更大空间，这对促进风电、光伏发电等新能源加快发展、有效消纳，着眼中长期实现碳达峰、碳中和目标具有积极意义。”