近日，国家发改委、国家能源局印发《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》(发改运行〔2021〕1138号)该文件的主要内容包括：

1、明确“电网企业”与“电源企业”在新能源消纳中的责任

“1138号文”与5月20日国家能源局正式下发《关于2021年风电、光伏发电开发建设有关事项的通知》(国能发新能〔2021〕25号)一起，明确了未来电网企业、电源企业在新能源消纳过程中，应当承担的责任，即电网企业为主，电源企业为辅。

未来的风电、光伏市场分保障性规模、市场化规模两类，其中：

保障性规模：规模主体，由电网企业承担消纳任务

为各地落实非水电消纳责任权重所必需的新增装机，采用竞争性配置，由电网企业保障并网;2021年度的保障性规模为90GW。

市场化规模：由电源企业承担消纳任务

为超出保障性消纳规模仍有意愿并网的项目，企业通过自建、合建共享或购买服务等市场化方式获得，在落实抽水蓄能、储热型光热发电、火电调峰、电化学储能、可调节负荷等后，由电网给予并网。

随着新能源发电技术进步、效率提高，以及系统调峰成本的下降，将电网企业承担的消纳规模和比例有序调减。因此，在未来新能源的年新增装机中，保障性规模的比例将逐渐降低，而市场化规模的比例将提升。

2、明确市场化规模的调峰能力配比要求

根据“1138号文”，市场化规模的调峰资源配比可以通过三种方式获得，基本是按照15%功率、4小时考虑，鼓励20%、4小时。如下表所示。

时间要求：各地在安排发电项目时要做到与新增调峰项目同步建成、同步并网。调峰储能配建比例按可再生能源发电项目核准(备案)当年标准执行。

处罚措施：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;相关企业要限期整改，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。

对于由电网承担消纳任务的保障性规模，部分省份也要求配一定能比例的储能。根据各省的竞争性配置文件，大部分省份的保障性规模储能配置要求为10%功率、2小时，如下表所示。

对保障性规模和市场化规模对于调峰能力的要求对比，若按照1.5元/Ah的化学储能成本计算：

保障性规模的主流要求：10%、2h，折合增加单瓦初始投资约0.3元/W。

市场化规模的最低要求：15%、4h，折合增加单瓦初始投资约0.9元/W。可以看出，市场化规模的调峰能力配建要求的成本，基本是保障性规模的3倍!在现有化学储能成本下，首年约增加0.6元/W的初始投资。未考虑将来化学储能设备更换成本。

3、明确各类调峰资源的规模确定

根据“1138号文”，被认可的调峰资源可以分为三类，每类的调峰能力(功率)的认定方式如下表所示。

4、促进新型储能发展，核心为促进新能源消纳

正如文件中提到的，保障可再生能源消纳关键在于电网接入、调峰和储能。

近期出台了一系列利好储能的政策，其核心目标，都是为了促进可再生能源的消纳。

5月7日，国家发改委发布《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》(详见《重磅：抽水蓄能价格机制明确，助力新能源市场爆发!》)，明确：以竞争性方式形成电量电价，将容量电价纳入输配电价回收，同时强化与电力市场建设发展的衔接，逐步推动抽水蓄能电站进入市场，着力提升电价形成机制的科学性、操作性和有效性，充分发挥电价信号作用。

这一政策，为抽蓄通过市场化手段参与新能源消纳的辅助服务做了充分的铺垫。

7月23日，国家发展改革委、国家能源局正式联合发布《国家发展改革委 国家能源局关于加快推动新型储能发展的指导意见》，提出装机规模目标：

1)预计到2025年，新型储能装机规模达3000万千瓦以上。

2)健全“新能源+储能”项目激励机制。对于配套建设新型储能的新能源发电项目，动态评估其系统价值和技术水平，可在竞争性配置、项目核准(备案)、并网时序、系统调度运行安排、保障利用小时数、电力辅助服务补偿考核等方面给予适当倾斜。

7月26日，国家发展改革委、国家发改委印发《关于进一步完善分时电价机制的通知》，文件要求：

在保持销售电价总水平基本稳定的基础上，进一步完善目录分时电价机制。合理确定峰谷电价价差。上年或当年预计最大系统峰谷差率超过40%的地方，峰谷电价价差原则上不低于4:1;其他地方原则上不低于3:1。

上述多个政策是一套组合拳，都是围绕鼓励储能发展，以促进新能源消纳的思路开展。