北极星风力发电网获悉，8月10日，国家发展改革委、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》（以下简称《通知》），鼓励、允许发电企业购买储能或调峰能力以增加并网规模，可以有两种形式：一是自建储能或调峰资源；二是与调峰资源市场主体进行市场化交易的方式承担调峰责任。
在比例要求上，超过电网企业保障性并网以外的规模初期按照功率15%的挂钩比例（时长4小时以上）配建调峰能力，超过20%则具有优先并网优势。
事实上，在2021年5月发布的《关于2021年风电、光伏发电开发建设有关事项的通知》中已经对“保障性并网”和“市场化并网”有所解释，其中，“市场化并网”即通过自建、合建共享或购买服务等市场化方式落实并网条件的项目，并网条件主要包括配套新增的抽水蓄能、储热型光热发电、火电调峰、新型储能、可调节负荷等灵活调节能力。
所以，此政策一经落地，储能产业再迎一春。从2020年起全国各地风光发电项目强制配备5%-20%不等的储能政策，到国家发改委《关于进一步完善分时电价机制的通知》中拉开峰谷差价，此次政策对于储能产业来说又是一大利好。
不过对于可再生能源发电企业来说，意味着建设成本再次增加。
调峰服务作为电力辅助服务的一种，在现有的电力市场框架和规则下，储能可参与中长期电量交易，调频、调峰辅助服务市场交易。据北极星风力发电网统计，目前全国约20个省份（地区）出台了调峰辅助服务市场运营规则，将符合准入条件的储能项目纳入辅助服务市场，允许其以独立主体身份参与调峰或调频。
这意味着，未来在电网承担的风光保障性并网容量以外，开发企业若想进一步增加项目并网规模，储能建设、购买辅助服务已经成为必选项之一。
可以看出，此后电源企业再也不是单纯的建设、卖电的角色，而是将逐渐承担更多的可再生能源并网并网消纳责任，且随着新能源发电技术进步，以及系统调峰成本的下降，电网企业承担的消纳规模和比例还将继续调减。
当前，促进、增加可再生能源消纳是当前推动我国风光快速发展，支撑双碳目标实现的关键。为此，国家更是出台了一系列支持政策，力求缓解新能源并网消纳难题。
7月，两部委联合发布《做好新能源配套送出工程投资建设有关事项的通知》，允许新能源配套送出工程由发电企业建设，以缓解网源不协调的矛盾，进一步促进新能源的送出消纳水平。
以上政策同样在行业掀起热议，一方面，陆上风电、光伏已全面步入平价，项目收益率大幅下降的同时，再增加项目的线路送出成本，显然已经让不堪重负的电源企业雪上加霜。另一方面，即便后期可以申请回购，但有媒体报道指出，电网回购意向不高、回购率底是发电企业自建配套送出工程遇到的难题。
尽管业内对政策褒贬不一，但我们看到的趋势是，在国家新型电力系统建设战略和电力两个一体化政策要求下，风光建设再也不可能独善其身。鼓励可再生能源企业自建/购买调峰能力绝对不是唯一一个，也不是最后一个尝试推动可再生能源多元化发展的促消纳政策文件。
我们留意到，自从我国“30 60”双碳目标提出后，新能源发展规划已经数次被纳入国家层面。2020年底，国家提出2030年风光发电总装机容量达到12亿千瓦的数字；在2021年7月份发布的《国家发展改革委 国家能源局关于加快推动新型储能发展的指导意见》中，也首次从国家层面提出2025年新型储能装机规模达3000万千瓦以上的目标。
2021年上半年全国电力工业统计数据显示：截止2021年6月底，风电装机容量约为2.9亿千瓦，同比增长34.7%。从今年的并网任务来看，与9000万千瓦的并网指标还有很大距离。
8月5日，国家能源局印发《关于开展可再生能源发电项目开发建设按月调度的通知》，建立可再生能源发电项目开发建设按月调度机制，对可再生能源发电项目从核准（审批、备案）、开工、建设、并网到投产进行全过程调度。
有行业媒体人士指出，这是中国国家层面首次开始将可再生能源项目的建设纳入到日常工作范例范畴，标志着风光新能源项目已经受到国家高度重视。
如此看来，可再生能源在“十四五”前期还面临不小的增长压力，推动项目建设提速是一方面，同期做好消纳保障工作才是风光产业的可持续发展的关键。从2020年至今印发的各项能源电力政策，我们不难发现，在兼顾各种资源禀赋、产业发展以及新型电力系统的建设要求下，基于大型综合能源基地类型的风光水火储一体化将进一步发展，一体化协同以及电力系统的协调要依托新的技术以及创新模式支撑，这必然会带来单个项目之外的边际成本的增加。
这也是我们所看到的，风光发电规模效应下，自身固定成本一再下降，而边际成本也一再提高的现状。但尽管“压力山大”，多元化的能源结构将进一步保障能源安全战略发展，这也是未来我国能源电力发展的一大趋势。未来随着产业规模的进一步扩大，各产业之间融合发展，当走向能源互联网时代，共享经济将再次降低各产业边际成本，推动风、光及储能成本持续下降，甚至远低于常规电力边际成本也将指日可待。
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