本文來自格隆匯專欄：國金證券，作者：姚遙

8月10日，國家發改委網站發佈消息，發改委、能源局聯合發佈《關於鼓勵可再生能源發電企業自建或購買調峯能力增加併網規模的通知》。我們提煉核心要點內容如下：

1）鼓勵對象為市場化併網風光項目；2）調峯資源按15%功率（20%優先）、4小時以上要求，每年調整公佈，省級主管部門可適當調整；3）允許發電企業合建調峯資源；4）購買調峯儲能項目和調峯儲能服務兩種方式。

誰製造問題，誰負責解決，大比例儲能配置是風光發電的成人禮，後續配套電價政策仍可期

交流電力系統保持穩定運行的關鍵，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/不可調節性，尤其是隨着滲透率的提升，令電網維持這一平衡的難度持續提高，而儲能幾乎是解決這一問題的唯一途徑。

我們預計後續適時出台電化學儲能電價機制、發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，並大幅激發相關投資積極性。

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範圍內

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

考慮到本次調峯資源配比要求針對的是“市場化併網”部分的風光裝機，我們可以理解為：在配置了該比例的調峯資源後，電網不需要為消納該電源的發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的配置比例要求並不算苛刻。

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，隨着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，完全可以在不高於火電標杆的上網電價下被覆蓋。

2021年起新增風光指標由地方分配，部分保障性併網項目實質上也需配儲能，《通知》的意義在於設定“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，只不過部分地區要求“必配”，而部分地區是“配置儲能可加分”，要求的配置比例介於5%-20%、0.5-2h不等。

因此，我們認為，不管國家發改委是否通過本次《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，本次針對“市場化併網”項目做出的儲能配置要求，與其説是增加成本負擔，倒不如説反而是為新能源發電項目業主設定了成本增幅的一把標尺（上限）。

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

此前，由於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》明確規定：“購買調峯能力，包括購買調峯儲能項目和購買調峯儲能服務兩種方式，且被購買的主體僅限於本年度新建的調峯資源。” 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主出售調峯能力實現投資回收，且這種方式同時也能有效減輕新能源發電項目業主的初始投資負擔。 

投資建議

直接利好儲能（強度大於分時電價政策），間接利好風光發電，重申“電源側才是儲能市場大蛋糕主體”觀點。

重點關注儲能逆變器、電池、系統集成相關公司，尤其是在電源側具備項目業績、客户資源優勢的公司：陽光電源、寧德時代、南都電源、科士達、信義儲電等；同時繼續整體推薦光伏、風電板塊；此外建議關注氫能產業鏈。

風險提示：後續相關政策落地不及預期；儲能成本下降不及預期；儲能項目安全事故風險。