1、明確“電網企業”與“電源企業”在新能源消納中的責任

“1138號文”與5月20日國家能源局正式下發《關于2021年風電、光伏發電開發建設有關事項的通知》(國能發新能〔2021〕25號)一起，明確了未來電網企業、電源企業在新能源消納過程中，應當承擔的責任，即電網企業為主，電源企業為輔。

未來的風電、光伏市場分保障性規模、市場化規模兩類，其中：

保障性規模：規模主體，由電網企業承擔消納任務

為各地落實非水電消納責任權重所必需的新增裝機，采用競爭性配置，由電網企業保障并網;2021年度的保障性規模為90GW。

市場化規模：由電源企業承擔消納任務

為超出保障性消納規模仍有意愿并網的項目，企業通過自建、合建共享或購買服務等市場化方式獲得，在落實抽水蓄能、儲熱型光熱發電、火電調峰、電化學儲能、可調節負荷等后，由電網給予并網。

隨著新能源發電技術進步、效率提高，以及系統調峰成本的下降，將電網企業承擔的消納規模和比例有序調減。因此，在未來新能源的年新增裝機中，保障性規模的比例將逐漸降低，而市場化規模的比例將提升。

2、明確市場化規模的調峰能力配比要求

根據“1138號文”，市場化規模的調峰資源配比可以通過三種方式獲得，基本是按照15%功率、4小時考慮，鼓勵20%、4小時。如下表所示。

時間要求：各地在安排發電項目時要做到與新增調峰項目同步建成、同步并網。調峰儲能配建比例按可再生能源發電項目核準(備案)當年標準執行。

處罰措施：對于發現未按承諾履行建設責任的企業，在計算調峰能力時按照未完成容量的2倍予以扣除;相關企業要限期整改，未按期整改的企業不得參與下年度可再生能源市場化并網。

對于由電網承擔消納任務的保障性規模，部分省份也要求配一定能比例的儲能。根據各省的競爭性配置文件，大部分省份的保障性規模儲能配置要求為10%功率、2小時，如下表所示。

對保障性規模和市場化規模對于調峰能力的要求對比，若按照1.5元/Ah的化學儲能成本計算：

保障性規模的主流要求：10%、2h，折合增加單瓦初始投資約0.3元/W。

市場化規模的最低要求：15%、4h，折合增加單瓦初始投資約0.9元/W。可以看出，市場化規模的調峰能力配建要求的成本，基本是保障性規模的3倍!在現有化學儲能成本下，首年約增加0.6元/W的初始投資。未考慮將來化學儲能設備更換成本。

3、明確各類調峰資源的規模確定

根據“1138號文”，被認可的調峰資源可以分為三類，每類的調峰能力(功率)的認定方式如下表所示。

4、促進新型儲能發展，核心為促進新能源消納

正如文件中提到的，保障可再生能源消納關鍵在于電網接入、調峰和儲能。

近期出臺了一系列利好儲能的政策，其核心目標，都是為了促進可再生能源的消納。

5月7日，國家發改委發布《關于進一步完善抽水蓄能價格形成機制的意見》(詳見《重磅：抽水蓄能價格機制明確，助力新能源市場爆發!》)，明確：以競爭性方式形成電量電價，將容量電價納入輸配電價回收，同時強化與電力市場建設發展的銜接，逐步推動抽水蓄能電站進入市場，著力提升電價形成機制的科學性、操作性和有效性，充分發揮電價信號作用。

這一政策，為抽蓄通過市場化手段參與新能源消納的輔助服務做了充分的鋪墊。

7月23日，國家發展改革委、國家能源局正式聯合發布《國家發展改革委國家能源局關于加快推動新型儲能發展的指導意見》，提出裝機規模目標：

1)預計到2025年，新型儲能裝機規模達3000萬千瓦以上。

2)健全“新能源+儲能”項目激勵機制。對于配套建設新型儲能的新能源發電項目，動態評估其系統價值和技術水平，可在競爭性配置、項目核準(備案)、并網時序、系統調度運行安排、保障利用小時數、電力輔助服務補償考核等方面給予適當傾斜。

7月26日，國家發展改革委、國家發改委印發《關于進一步完善分時電價機制的通知》，文件要求：

在保持銷售電價總水平基本穩定的基礎上，進一步完善目錄分時電價機制。合理確定峰谷電價價差。上年或當年預計最大系統峰谷差率超過40%的地方，峰谷電價價差原則上不低于4:1;其他地方原則上不低于3:1。

上述多個政策是一套組合拳，都是圍繞鼓勵儲能發展，以促進新能源消納的思路開展。