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。