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2021年08月11日发布

事项：近日，国家发改委、国家能源局联合发布《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（发改运行〔2021〕1138号）》。

平安观点:

政策的出发点是提升电力系统消纳新能源的能力。政策指明，实现碳达峰关键在促进可再生能源发展，促进可再生能源发展关键在于消纳，保障可再生能源消纳的关键在于电网接入、调峰和储能；因此，可再生能源发展和消纳同等重要，需要将可再生能源发展、并网、消纳同步研究和推进。为了提升系统消纳能力，政策鼓励风电、光伏开发企业采用市场化并网方式建设新能源项目，风电、光伏开发企业可以获得更多的新能源并网规模，与此同时需要承担额外的消纳责任。

明确了市场化并网对应的调峰能力，有望加速市场化并网模式的推进。政策明确，承担可再生能源消纳对应的调峰资源包括抽水蓄能电站、化学储能等新型储能、气电、光热电站、灵活性制造改造的煤电。政策同时明确了满足市场化并网的调峰能力要求：超过电网企业保障性并网以外的规模初期按照功率15%的挂钩比例（时长4小时以上）配建调峰能力，按照20%以上挂钩比例进行配建的优先并网；配建比例在2022年后根据情况适时调整，每年公布一次；各省级主管部门组织电网企业或第三方技术机构对项目调峰能力措施和效果进行评估确认后，可结合实际情况对挂钩比例进行适当调整。

对各类调峰资源的调峰能力具体认定，可操作性强。抽水蓄能电站、电化学储能和光热电站，按照装机规模认定调峰能力；气电按照机组设计出力认定调峰能力，对于因气源、天气等原因导致发电出力受限的情况，按照实际最大出力认定调峰能力；灵活性制造改造的煤电机组，按照制造改造可调出力范围与改造前可调出力或者平均可调出力范围的差值认定调峰能力。

允许发电企业购买储能或调峰能力实现市场化并网，助力储能等商业模式的构建和加快发展。为满足市场化并网的要求，政策鼓励新能源开发商自建储能或调峰资源，同时允许新能源开发商通过与调峰资源市场主体进行市场化交易的方式承担调峰责任，从而有助于发现和形成储能等调峰资源的市场价格。购买调峰资源包括购买调峰储能项目和购买调峰储能服务两种方式，为保证发电企业购买的调峰资源不占用电网企业统筹负责的系统消纳能力，被购买的主体仅限于本年度新建的调峰资源。通过自建或合建方式落实调峰资源的发电企业，如果当年配建的可再生能源发电规模低于规定比例，不允许结转至下年继续使用，可通过市场化方式交易给其他发电企业。

市场化并网模式有望带来较大的新能源装机弹性。随着政策的出台和市场化并网应配置的调峰能力的明确，新能源市场化并网模式有望加快发展：一方面，发电企业对新能源装机规模具有较高的诉求，且发电央企持有大规模的存量煤电机组，通过灵活性改造可以释放大量调峰能力；另一方面，随着风电、光伏自身技术进步和成本下降，新能源+储能等模式逐步具备经济性。预计从 2022 年起，市场化并网项目有望批量涌现，未来市场化并网的新能源项目占比将逐步提升。

投资建议。整体看，该政策出台有望加快新能源市场化并网模式的推进，对储能等调峰资源的发展形成重要推动作用，而储能等调峰资源的快速发展将提升电力系统对新能源的消纳能力，打开新能源的成长空间。推荐新能源及储能板块，建议关注光伏领域的金博股份、美畅股份、通威股份等，风电领域的明阳智能、金风科技、大金重工等，储能领域的阳光电源、宁德时代等。

风险提示。1、电源的发展受用电需求影响较大，如果用电增速明显下降，将对新能源在内的各类电源发展产生负面影响。2、调峰资源的形式多样，新型储能可能面临抽水蓄能、火电灵活改造等形式的竞争，存在发展不及预期的风险。3、新型储能技术路线多元，单一技术路线可能面临其他技术路线的竞争。