风光电源出力有不可预测和不可调节性，储能几乎是解决这一问题的唯一途径，预计后续会适时出台电化学储能电价机制、发电侧电价市场化相关政策。
8月10日，国家发改委网站发布消息，发改委、能源局联合发布《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》。我们提炼核心要点内容如下：
1）鼓励对象为市场化并网风光项目；2）调峰资源按15%功率（20%优先）、4小时以上要求，每年调整公布，省级主管部门可适当调整；3）允许发电企业合建调峰资源；4）购买调峰储能项目和调峰储能服务两种方式。
谁制造问题，谁负责解决，大比例储能配置是风光发电的成人礼，后续配套电价政策仍可期
交流电力系统保持稳定运行的关键，是保证电力生产和消费强度时刻平衡，而风光电源出力的不可预测/不可调节性，尤其是随着渗透率的提升，令电网维持这一平衡的难度持续提高，而储能几乎是解决这一问题的唯一途径。
我们预计后续适时出台电化学储能电价机制、发电侧电价市场化相关政策是大概率事件，这将进一步推动储能资产从“政策要求”向“具备盈利模式”转变，并大幅激发相关投资积极性。
15%-20%的功率配比x4h以上时长，是风光高比例渗透的合理配置需求，成本增幅在风光电源可承受范围内
15%-20% x 4h的配比，相当于1GW光伏电站至少配置0.6-0.8GWh的储能容量，这意味着：在日照资源较好的西部地区（年利用小时数1600h，对应日均约4.4h），按照日内一次充放循环的调度模式，可以平均每天对该光伏电站14%-18%的发电量进行时移，比如将正午前后的出力峰值部分电量移动到太阳落山后的傍晚或晚间上网；而如果能够执行日内两次充放循环的调度模式，则理论上时移电量可翻倍至30%以上。
考虑到本次调峰资源配比要求针对的是“市场化并网”部分的风光装机，我们可以理解为：在配置了该比例的调峰资源后，电网不需要为消纳该电源的发电量而付出额外努力，即可以对其做比较自由的调度操作。如果以此标准来衡量的话，上述15%-20%功率x4h的配置比例要求并不算苛刻。
从投资成本角度看：按照未来1-2年内可大概率实现的1.2元/Wh的主流大型锂电储能系统价格计算，15%功率x4h的配置比例对应约0.7元/W的光伏电站投资成本增加，考虑到过去一年中仅硅料和大宗商品涨价给光伏电站带来的成本增幅就已接近0.7元/W这一水平，未来两年内，随着原材料价格的回落以及光伏本身技术进步带来的成本下降，这部分增加的储能成本，完全可以在不高于火电标杆的上网电价下被覆盖。
2021年起新增风光指标由地方分配，部分保障性并网项目实质上也需配储能，《通知》的意义在于设定“标尺”。
根据国家能源局今年3月政策，2021年起国家不再统筹风光装机规模，而是明确由各省级主管部门依据新能源消纳责任权重，自行确定新增规模。在今年以来的各地指标竞争性配置办法中，我们观察到对储能的要求几乎成为标配，只不过部分地区要求“必配”，而部分地区是“配置储能可加分”，要求的配置比例介于5%-20%、0.5-2h不等。
因此，我们认为，不管国家发改委是否通过本次《通知》做出统一要求，2022年起新增风光装机配置储能都将成为常态，本次针对“市场化并网”项目做出的储能配置要求，与其说是增加成本负担，倒不如说反而是为新能源发电项目业主设定了成本增幅的一把标尺（上限）。
购买调峰储能服务的方式或将直接催生电网侧储能盈利模式，并驱动电网成为储能项目的重要投资主体
此前，由于储能相关投资不能被电网计入输配电价核算的成本端，因此电网几乎没有投资储能项目的积极性。而本次《通知》明确规定：“购买调峰能力，包括购买调峰储能项目和购买调峰储能服务两种方式，且被购买的主体仅限于本年度新建的调峰资源。” 这就令电网投资储能项目产生了可能的盈利模式，即通过向风光电源业主出售调峰能力实现投资回收，且这种方式同时也能有效减轻新能源发电项目业主的初始投资负担。
来源：国金证券
