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風光電源出力有不可預測和不可調節(jié)性，儲能幾乎是解決這一問題的唯一途徑，預計后續(xù)會適時出臺電化學儲能電價機制、發(fā)電側電價市場化相關政策。

8月10日，國家發(fā)改委網站發(fā)布消息，發(fā)改委、能源局聯合發(fā)布《關于鼓勵可再生能源發(fā)電企業(yè)自建或購買調峰能力增加并網規(guī)模的通知》。我們提煉核心要點內容如下：

1）鼓勵對象為市場化并網風光項目；2）調峰資源按15%功率（20%優(yōu)先）、4小時以上要求，每年調整公布，省級主管部門可適當調整；3）允許發(fā)電企業(yè)合建調峰資源；4）購買調峰儲能項目和調峰儲能服務兩種方式。

誰制造問題，誰負責解決，大比例儲能配置是風光發(fā)電的成人禮，后續(xù)配套電價政策仍可期

交流電力系統保持穩(wěn)定運行的關鍵，是保證電力生產和消費強度時刻平衡，而風光電源出力的不可預測/不可調節(jié)性，尤其是隨著滲透率的提升，令電網維持這一平衡的難度持續(xù)提高，而儲能幾乎是解決這一問題的唯一途徑。

我們預計后續(xù)適時出臺電化學儲能電價機制、發(fā)電側電價市場化相關政策是大概率事件，這將進一步推動儲能資產從“政策要求”向“具備盈利模式”轉變，并大幅激發(fā)相關投資積極性。

15%-20%的功率配比x4h以上時長，是風光高比例滲透的合理配置需求，成本增幅在風光電源可承受范圍內

15%-20% x 4h的配比，相當于1GW光伏電站至少配置0.6-0.8GWh的儲能容量，這意味著：在日照資源較好的西部地區(qū)（年利用小時數1600h，對應日均約4.4h），按照日內一次充放循環(huán)的調度模式，可以平均每天對該光伏電站14%-18%的發(fā)電量進行時移，比如將正午前后的出力峰值部分電量移動到太陽落山后的傍晚或晚間上網；而如果能夠執(zhí)行日內兩次充放循環(huán)的調度模式，則理論上時移電量可翻倍至30%以上。

考慮到本次調峰資源配比要求針對的是“市場化并網”部分的風光裝機，我們可以理解為：在配置了該比例的調峰資源后，電網不需要為消納該電源的發(fā)電量而付出額外努力，即可以對其做比較自由的調度操作。如果以此標準來衡量的話，上述15%-20%功率x4h的配置比例要求并不算苛刻。

從投資成本角度看：按照未來1-2年內可大概率實現的1.2元/Wh的主流大型鋰電儲能系統價格計算，15%功率x4h的配置比例對應約0.7元/W的光伏電站投資成本增加，考慮到過去一年中僅硅料和大宗商品漲價給光伏電站帶來的成本增幅就已接近0.7元/W這一水平，未來兩年內，隨著原材料價格的回落以及光伏本身技術進步帶來的成本下降，這部分增加的儲能成本，完全可以在不高于火電標桿的上網電價下被覆蓋。

2021年起新增風光指標由地方分配，部分保障性并網項目實質上也需配儲能，《通知》的意義在于設定“標尺”。

根據國家能源局今年3月政策，2021年起國家不再統籌風光裝機規(guī)模，而是明確由各省級主管部門依據新能源消納責任權重，自行確定新增規(guī)模。在今年以來的各地指標競爭性配置辦法中，我們觀察到對儲能的要求幾乎成為標配，只不過部分地區(qū)要求“必配”，而部分地區(qū)是“配置儲能可加分”，要求的配置比例介于5%-20%、0.5-2h不等。

因此，我們認為，不管國家發(fā)改委是否通過本次《通知》做出統一要求，2022年起新增風光裝機配置儲能都將成為常態(tài)，本次針對“市場化并網”項目做出的儲能配置要求，與其說是增加成本負擔，倒不如說反而是為新能源發(fā)電項目業(yè)主設定了成本增幅的一把標尺（上限）。

購買調峰儲能服務的方式或將直接催生電網側儲能盈利模式，并驅動電網成為儲能項目的重要投資主體

此前，由于儲能相關投資不能被電網計入輸配電價核算的成本端，因此電網幾乎沒有投資儲能項目的積極性。而本次《通知》明確規(guī)定：“購買調峰能力，包括購買調峰儲能項目和購買調峰儲能服務兩種方式，且被購買的主體僅限于本年度新建的調峰資源。” 這就令電網投資儲能項目產生了可能的盈利模式，即通過向風光電源業(yè)主出售調峰能力實現投資回收，且這種方式同時也能有效減輕新能源發(fā)電項目業(yè)主的初始投資負擔。 

原標題：新能源發(fā)電+儲能具備盈利模式需幾步？讀懂這個政策你就會明白！