倍增未至，调峰先行。虽然受到组件价格上涨、接入条件限制等因素影响，上半年风光新增装机不及预期，但最近，从中央到地方都出现了调峰政策密集出台和调峰装机加快上马的信号。

      火电灵活性改造、抽水蓄能、电化学储能纷至沓来之时，需要思考的问题是：十四五到底需要多少调峰容量？不同种类的调峰电源应各自扮演怎样的角色？

亿级调峰需求

      调峰装机需求主要取决于风光装机增长预期和调峰比例。

      虽然十四五可再生能源规划尚未公布，但国家规划到2025年末风电光伏累计装机突破10亿千瓦、2030年达到12亿千瓦，已是确定性信息。不过，行业内普遍认为10亿和12亿千瓦更多是对外部的底线承诺，结合降本趋势和五大三峡两核等主体的发展规划来看，实际增速将超过国家规划。

      另一个外部数据也可以佐证这一观点。根据BP统计，十三五以来我国历年风光新增装机均超过全球总量的20-30%。2021年6月国际能源署(IEA)发布《全球能源行业2050净零排放路线图》，预测未来10年全球风光合计每年新增装机将超过1020GW。虽然这一目标偏乐观，但按照2030年12亿千瓦的目标反算，我国未来年均新增风光装机将仅占全球总量的6.65%，远低于当前占比，也与我国在可再生能源行业的引领地位不符。

      因此，到2025年风光累计装机达到10-12亿千瓦、2030年接近14-16亿千瓦，是更符合大众观点的预期。假设调峰配比10-20%来匡算，则2025年所需调峰能力总装机应在1-2.4亿之间。

调峰不等于储能

      正如光伏人一直拥有任何政策都利好光伏的自信，资本市场也常常产生任何政策都利好电池的错觉。

      实际上调峰方式远不止新型储能，比如火电灵活性改造、燃气调峰；储能也不止新型储能一种，还包括抽水蓄能、制氢、光热、蓄冷、蓄热；即使是新型储能，也不仅包括电化学储能，还有压缩空气、飞轮、超级电容等。

      发电侧配储能的试点政策最早见于2019年，当时地方政府主要从推进储能产业落地和改善光伏消纳两个角度出发，发电侧配置储能的种类局限在电化学储能一种。虽然新能源企业持续呼吁，但发电侧配储能的要求还是从局部试点变成各省普及；2020年下半年，各省在平价项目试点方案中普遍以抄作业的方式将配置电化学储能作为要求或建议之一，“发电侧配储能”逐渐与“发电侧配电池”画上等号。

      今年4月，北京大红门集美家居城储电站起火，给持续升温的储能市场泼了一盆冷水。结合3060目标的分解和深化，监管机构和市场也逐渐认识到，单纯依靠电化学储能无法满足风光大规模并网的调峰需求。今年以来，政策定位逐渐清晰。“发电侧配储能”回归到“发电项目自调峰”的正轨。

      2021年5月，国家能源局在《关于2021年风电、光伏发电开发建设有关事项的通知》要求，“市场化并网的项目可通过自建、合建共享或购买服务等市场化方式落实并网条件……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。”电化学储能只是新型储能当中的一种，而且没有排在最先的位置。

      8月10日，国家发改委发布《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》再次强调，鼓励市场化并网方式的发电企业自配调峰能力，促进消纳、增加并网规模。结合过往经验来看，三令五申之下的自配调峰“建议”很可能变成“强制”；适用范围也会从市场化并网普及到保障性并网，应用于全部新增项目。

调峰领域的三足鼎立

      虽然调峰方式多样，从目前的情况来看，火电灵活性改造、抽水蓄能、电化学储能是近期最值得期待的三种来源。

      火电灵活性改造

      根据2018年国家发改委、能源局发布的《关于提升电力系统调节能力的指导意见》，十三五期间，我国力争完成2.2亿千瓦火电机组灵活性改造，提升电力系统调节能力4600万千瓦（由此折算灵活性改造幅度约为20%）。而根据能源局统计，截至2019年底全国实际已完成火电灵活性改造仅为5800万千瓦。

      截止2020年末，我国燃煤装机超过10亿千瓦，如果按照20%的灵活性改造幅度来计算，合计能够产生的调峰空间将超过2亿千瓦，具有最大的调峰潜力，并可以顺应其从主力电源转型为调节性负荷的发展趋势。

      当然，火电灵活性改造应该是一个长期过程，无法在十四五期间一蹴而就。今年以来，湖北、内蒙、辽宁等地纷纷在新能源建设方案中出台政策，鼓励火电企业通过灵活性改造按照1-2.5倍的比例置换新能源开发规模，而且置换比例存在下降趋势。在可预见的未来，火电灵活性改造很可能逐渐从鼓励变成必须。越早改造越受益的预期之下，灵活性改造进程有望加速。假设十四五期间总装机当中有20-30%完成灵活性改造，释放的调峰空间也会超过4000-6000万千瓦。

      抽水蓄能

      由于缺乏良性电价和成本回收机制，十三五期间我国抽水蓄能行业发展缓慢。截止2020年末，我国抽水蓄能装机仅为3149万千瓦，未能完成4000万千瓦的规划目标。

      大规模调峰需求激增后，政策和市场层面对抽水蓄能的态度发生明显转变。

      年初国家电网公开表示，十四五期间将在新能源集中开发地区和负荷中心新增开工2000万千瓦以上抽水蓄能电站；2021年5月，国家发改委出台《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》，重申了抽水蓄能的两部制电价结构，明确了以竞争性方式形成电量电价回收运行成本，将容量电价纳入输配电价回收固定资产投资的原则。在这一定价制度下，抽水蓄能项目预计会接近输配电项目的稳定、偏低但现金流充裕的回报，同时在已经开启现货试点的省份，有望取得超额价差收益，使得最后登场的抽水蓄能成为价格波动的最大赢家。

      中国电建是我国最大的抽水蓄能EPC主体，根据其在投资者平台的回复，十四五期间，我国抽水蓄能电站开工规模约为5000万千瓦。结合当前已并网的装机容量，到2025年末，抽水蓄能总装机将超过8000万千瓦。

      新型储能

      根据国家能源局统计，目前我国辅助服务市场当中的电化学储能设施规模为91万千瓦，尚无法与火电灵活性改造和抽水蓄能比肩。但根据国家发改委、能源局在7月15日出台的《关于加快推动新型储能发展的指导意见》，到2025年我国新型储能（包含电化学储能、压缩空气、飞轮、超级电容等）装机规模达3000万千瓦以上，并在推动能源领域碳达峰碳中和过程中发挥显著作用。前景值得期待。

      理性看待调峰焦虑

      通过以上分析可知，基于风光装机不同增长目标，十四五末我国电力系统需要的调峰能力总需求预计在1-2.4亿千瓦之间；在火电灵活性改造逐步展开、抽水蓄能持续建设、新型储能大行其道之下，调峰总供给将在1.5-1.7亿千瓦之间。两者具有匹配性。而且这还是在尚未考虑绿电制氢、燃气、需求响应和用能习惯等其他调峰方式和潜在降低调峰需求的因素之下。

      从配置方式上讲，从现在开始，所有新建的风电光伏项目在核准之初即已匹配了明确的调峰方式，理论上说除非网架结构存在障碍，否则新项目不存在大的调峰问题；大型的抽水蓄能和部分火电灵活性改造将主要用于5.35亿千瓦存量风光项目的调峰，由于二者在时间、空间上存在发展的不一致问题，所以存量项目的调峰压力应时有发生，部分存量新能源装机密集的地区仍需考虑较高的深度调峰辅助服务费用，或一定程度的限电。但整体上，到十四五末新能源调峰需求应能得到妥善满足，甚至调峰资源会从平衡走向过剩，有利于调峰费用的下降和发电量的消纳。