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風(fēng)光電源出力有不可預(yù)測和不可調(diào)節(jié)性，儲能幾乎是解決這一問題的唯一途徑，預(yù)計后續(xù)會適時出臺電化學(xué)儲能電價機(jī)制、發(fā)電側(cè)電價市場化相關(guān)政策。

8月10日，國家發(fā)改委網(wǎng)站發(fā)布消息，發(fā)改委、能源局聯(lián)合發(fā)布《關(guān)于鼓勵可再生能源發(fā)電企業(yè)自建或購買調(diào)峰能力增加并網(wǎng)規(guī)模的通知》。我們提煉核心要點(diǎn)內(nèi)容如下：

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

誰制造問題，誰負(fù)責(zé)解決，大比例儲能配置是風(fēng)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(tǒng)保持穩(wěn)定運(yùn)行的關(guān)鍵，是保證電力生產(chǎn)和消費(fèi)強(qiáng)度時刻平衡，而風(fēng)光電源出力的不可預(yù)測/不可調(diào)節(jié)性，尤其是隨著滲透率的提升，令電網(wǎng)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(yù)計后續(xù)適時出臺電化學(xué)儲能電價機(jī)制、發(fā)電側(cè)電價市場化相關(guān)政策是大概率事件，這將進(jìn)一步推動儲能資產(chǎn)從“政策要求”向“具備盈利模式”轉(zhuǎn)變，并大幅激發(fā)相關(guān)投資積極性。

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

15%-20% x 4h的配比，相當(dāng)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(shù)1600h，對應(yīng)日均約4.4h），按照日內(nèi)一次充放循環(huán)的調(diào)度模式，可以平均每天對該光伏電站14%-18%的發(fā)電量進(jìn)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(wǎng)；而如果能夠執(zhí)行日內(nèi)兩次充放循環(huán)的調(diào)度模式，則理論上時移電量可翻倍至30%以上。

考慮到本次調(diào)峰資源配比要求針對的是“市場化并網(wǎng)”部分的風(fēng)光裝機(jī)，我們可以理解為：在配置了該比例的調(diào)峰資源后，電網(wǎng)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(diào)度操作。如果以此標(biāo)準(zhǔn)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(nèi)可大概率實(shí)現(xiàn)的1.2元/Wh的主流大型鋰電儲能系統(tǒng)價格計算，15%功率x4h的配置比例對應(yīng)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(nèi)，隨著原材料價格的回落以及光伏本身技術(shù)進(jìn)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(biāo)桿的上網(wǎng)電價下被覆蓋。

2021年起新增風(fēng)光指標(biāo)由地方分配，部分保障性并網(wǎng)項目實(shí)質(zhì)上也需配儲能，《通知》的意義在于設(shè)定“標(biāo)尺”。

根據(jù)國家能源局今年3月政策，2021年起國家不再統(tǒng)籌風(fēng)光裝機(jī)規(guī)模，而是明確由各省級主管部門依據(jù)新能源消納責(zé)任權(quán)重，自行確定新增規(guī)模。在今年以來的各地指標(biāo)競爭性配置辦法中，我們觀察到對儲能的要求幾乎成為標(biāo)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(rèn)為，不管國家發(fā)改委是否通過本次《通知》做出統(tǒng)一要求，2022年起新增風(fēng)光裝機(jī)配置儲能都將成為常態(tài)，本次針對“市場化并網(wǎng)”項目做出的儲能配置要求，與其說是增加成本負(fù)擔(dān)，倒不如說反而是為新能源發(fā)電項目業(yè)主設(shè)定了成本增幅的一把標(biāo)尺（上限）。

購買調(diào)峰儲能服務(wù)的方式或?qū)⒅苯哟呱娋W(wǎng)側(cè)儲能盈利模式，并驅(qū)動電網(wǎng)成為儲能項目的重要投資主體

此前，由于儲能相關(guān)投資不能被電網(wǎng)計入輸配電價核算的成本端，因此電網(wǎng)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(diào)峰能力，包括購買調(diào)峰儲能項目和購買調(diào)峰儲能服務(wù)兩種方式，且被購買的主體僅限于本年度新建的調(diào)峰資源。” 這就令電網(wǎng)投資儲能項目產(chǎn)生了可能的盈利模式，即通過向風(fēng)光電源業(yè)主出售調(diào)峰能力實(shí)現(xiàn)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(fù)擔(dān)。 

原標(biāo)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！