发改委、能源局今日发布了《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》，国内储能商业模式破局迎来第二枪！1）每年新增的并网消纳规模内，电网企业应承担主要责任，电源企业适当承担；2）伴随新能源发电成本下降、调峰成本下降，电网承担的消纳规模和比例有序调减；3）保障性并网责任以外，有意愿建设的可再生能源发电企业，鼓励自愿的自建储能或调峰资源增加并网规模，或者购买储能或调峰能力增加并网规模。2、文件明确了储能配置比例、调峰能力购买期限等细节要求：1）超过电网企业保障性并网以外的规模自建调峰资源，鼓励按照功率15%挂钩（时长4小时以上）配建调峰能力，如果按功率20%以上挂钩，则优先并网；配建比例2022年后根据情况适时调整，每年公布一次。2）可以合建调峰资源，按照自建调峰资源方式挂钩比例乘以出资比例配建可再生能源发电，初期可以适当高于出资比例进行配建。3）可以通过市场交易的方式向抽水蓄能、化学储能、灵活性改造火电等主体购买调峰能力，按照15%的挂钩比例购买调峰能力，鼓励按照20%以上挂钩比例购买，鼓励签订10年以上的长期协议或合同。1）省级政府主管部门委托电网企业或第三方机构对购买合同中的项目进行全面核查或抽查，对于发现未按承诺履行建设责任的企业，在计算调峰能力时按照未完成容量的2倍予以扣除,未按期整改的企业不得参与下年度可再生能源市场化并网。2）为保证项目调峰和储能能力可用性，电网调度机构不定期对相关项目开展调度测试。1）近两年国内电源侧储能通过地方层面发布的优先配套政策约束推动，在政策逻辑基础、配置比例、考核机制等方面都不明确，也直接导致了储能行业“劣币驱逐良币”的价格战行为；2）本次文件明确了可再生能源消纳的责任主体，预计近两年仍以电网公司为主（2020年保障性并网规模达90GW，空间较大）（后续预计会配套出台电网侧的容量电价、输配电价等政策），后续伴随光伏、储能成本下降，可再生能源企业主导的比例提升（我们判断2023年国内进入光储平价，届时也可以保障合理收益率），电源侧储能建设主体明晰；3）配置比例超预期，文件要求保障性并网以外的项目鼓励按照功率15%挂钩（鼓励20%以上），时长4小时以上（目前地方政策仅要求1-2h），将显著抬升国内需求；同时鼓励调峰能力购买的协议签订在10年以上，保障了储能项目收益的稳定性；4）惩罚机制开始浮现，除了未履行建设责任企业的惩罚外，也会不定期对相关项目开展调度测试，这确保了运营方在选择储能方案时，需要从长期运营的角度考虑，有利于提高国内储能项目的质量。继前两周发改委下发分时电价政策，助推用户侧储能之后，今日发布的发电侧调峰能力政策标志着国内储能政策的进一步深化，我们认为国内储能市场的发展过程坎坷，本质上是储能没有形成行之有效的商业模式，发改委连续的政策机制将带来国内储能商业模式的重塑，也标志着国内储能发展进入拐点。后续可期待的政策还包括容量电价、输配电价等机制的改革，有助于进一步疏导储能的价格机制。从全球看，储能也已经进入爆发期，2020年美国实现装机3.5GWh，同比增长210%，其中共用事业储能增长455%，且占到76%，PPA模式下美国储能安装热度继续高涨，2021年有望冲击10GWh装机大关，出货量有望更高。欧洲实现装机1.8GWh，同比增长55%，除了户用市场稳定个高成长，公用事业成为更快爆发的场景，核心驱动力在于欧洲高比例的可再生能源装机下，传统的火电、天然气调峰方式因碳排放有逐步退出之势，带给电化学及新型储能的机遇。同时从供给端看，海外严苛的认证标准抬升了储能进入壁垒，LG、三星前期连续的起火事故带来中国供应链的机遇。Q：国网内部可能会主要安排哪个子公司做储能项目运营？
A：国网综合能源服务公司。
Q：什么时候储能才有经济性？
A：储能成本下降趋势，现在运用在源侧1.5元/Wh，如果下降到1元以下，就能凸显经济性。
Q：今年大概有多少电站并网？
A：今年大概有1.1亿千瓦的新增，2000万保障性规模之外的能并上。
Q：源网侧的补贴机制，最终的钱是谁来出？
A：一开始钱由电网公司垫付，电网公司有一个输配电价的调整周期。目前是2020-2022年，三年一调整。所以在这个期间增加的电网费用和成本会在下一轮的输配电价中疏导出去，也就是说会在2023年的时候会疏导到终端。
Q：上网电价是否始终固定，也会出现峰谷电价吗？
A：上网电价跟销售侧一样走峰谷电价的概率不太大。因为销售侧走峰谷电价，是用电价来引导用户行为。目前发电侧没有电力市场，如果也做了峰谷电价，电网调度会起到非常大的垄断地位，他可以决定电源在高峰的时候发多少，在低谷的时候发多少，可以通过让优质电源多在低谷发的方式降低其成本，这是国家政府部门绝对不允许。因此上网电价更有可能的是通过电力现货市场调节。
Q：电网有规划储能吗？
A：电网不投新能源储能，只投抽水蓄能。
Q：出台政策的原因是不是因为可再生能源的发电量超过了电网的消纳能力，所以强迫新能源企业承担一部分成本呢？
A：是的，目前来看新型电力系统构建速度跟不上可再生能源渗透速度，2016年整个电网消纳能力不到5000万，今年提到9000万，但是可再生能源的渗透速度高于消纳速度。
Q：什么时候可以真正推行实时电价？
A：峰谷电价已经十几年没有动了，上次的电价出台就是一大进步。未来随着新能源越来越多，对调峰越来越迫切，分时电价向实时电价的转变会加快。
Q：政策出台本省交流而不是跨省交流的原因？
A：因为现在电网调度的体制还是以省为主。跨省跨区调度一般以国调和区调来统一处理，文件主要是为了和现行以省为主体的调度机制保持一致。后续以省为主体的形式可能会逐步放开，但不太确定。
Q：未来电网会是什么样？
A：2060年碳中和时，太阳能35亿（目前2.6亿千瓦），风电20亿（目前2.9亿），抽水蓄能1.5-2亿（因为天花板就在这个水平），电化学储能5-6亿。因此大概配15%的储能规模，就可以在2060年时支撑得起风光发展。
2060年其他电源的发展：常规水电5.5-6亿；煤电大概在2025年达峰11亿，2060年大概在3亿；气电现在是1亿，受限于资源，在2060年达3亿+；核电受安全性影响，现在是5000万，2060年3个亿不到。因此未来整个电网里面，风光是主导。
未来也不用太担心电网安全运行问题。2060年，电力最高负荷在25-26亿。常规的水煤气核电基本上可以贡献10亿，储能贡献6-7亿，风光存在容量置信度，大约贡献5-6亿（55亿的10%），各种电源相加基本可以匹配最高负荷。
整个电网物理网架将以特高压交直流输电为主体，多种分布式能源会接进来。以及会出现一些电力电子化设备，比如传统的变压器会被电力电子化的变压器取代。
