相较于海外发达地区，我们认为国内供电侧储能仍处于发展初期，相关机制还有待进一步确立。从近期密集出台的各类文件来看，“十四五”期间国内供电侧储能的发展模式正逐渐清晰，短期内新能源强制配套储能或将成为过渡性的手段，长期来看发电侧储能的收益方式将逐渐丰富，电网侧储能亦有望重新起步。

1.责任权重成为主要引导指标

2021年2月，国家能源局下发《关于征求2021年可再生能源电力消纳责任权重和 2022—2030年预期目标建议的函》，一次性下达了2021-2030年各地区年度可再生能源电力消纳责任权重。具体而言，文件对各省级行政区域（西藏不作考核）分别设置了总量和非水电两类消纳责任权重，2030年各省将实现统一的可再生能源电力消纳责任权重40%，非水可再生能源的消纳权重则因省而异，但都需在2021年预期完成情况（12.7%）的基础上每年提升 1.47%。我们认为非水可再生能源消纳责任权重将成为“十四五”期间各省发展新能源的主要引导指标。

为了实现消纳权重的目标，各省一方面需新增风电、光伏装机容量，另一方面则需通过多种途径促进本省可再生能源的消纳。虽然近年来全国范围内的新能源消纳情况持续改善，但在青海、新疆等新能源大省，风电、光伏的消纳仍然存在一定压力。以全国新能源发电占比最高的青海为例，近两年其弃风、弃光率逆势上行，分别由2018年的1.6%/4.8%上升至2020年的4.7%/8.0%。

政策定调，储能将成为“十四五”期间各省新能源消纳的重要途径。2021年2月26日，国家能源局下发《关于2021年风电、光伏发电开发建设有关事项的通知（征求意见稿）》，作为“十四五”期间首份风电、光伏开发建设指导意见，本次征求意见稿对“十四五”期间新能源发展具有重要的定调作用。

相较于往年，本次文件的一个重要不同点在于提出了建立多元化的新能源并网消纳体系，主要包括保障性与市场化两种机制。其中，保障性并网是针对各地落实非水可再生能源消纳责任权重所必需的新增装机，该部分由电网企业保障并网。而对于超出保障性消纳规模的项目，则需通过自建、合建共享或购买服务等市场化方式落实新增并网消纳条件，随后才可由电网企业保障并网，具体的落实方式包括抽水蓄能、储热型光热发电、火电调峰、电化学储能、可调节负荷等。因此，对于保障性消纳额度较为紧张的省份，储能的必要性将明显提升。

在上述非水可再生能源消纳责任权重要求下，未来十年全国风电、光伏装机增量有望超过 1200GW，供电侧储能发展空间巨大。根据我们的测算，2020年全国非水可再生能源消纳比例约为 11.4%，为实现2025/2030 年的消纳责任权重目标，十四五/十五五期间全国范围内需新增非水可再生能源发电量8541/11353 亿千瓦时。假设新增非水可再生能源发电量中风电、光伏的占比分别为 40%/55%（其余 5%由生物质能等其他能源形式贡献），风电、光伏的年利用小时数分别为2100/1300小时，则十四五/十五五期间新增风电装机需达163/216GW，新增光伏装机需达到361/480GW。若按照10%/2h的比例配置储能，则未来十年新能源发电所需的新增储能装机量将超过120GW/240GWh，供电侧储能发展空间巨大。

2. 发电侧储能：短期内强制配套为主，市场化是长期方向

2020年以来多地政府、省网公司出台相关文件，要求/鼓励可再生能源发电项目配置一定比例的储能，储能或成“十四五”期间新能源发电标配。据不完全统计，目前对新能源配套储能比例提出具体量化要求的省份已超过十个，大多数省份的储能配置比例在10%-20%之间。

短期内国内新能源发电侧储能的收益来源较为有限，预计强制配套将成为过渡性的手段。一方面，目前国内的新能源发电原则上不参与市场化交易（各地实际执行情况存在差异），而是以固定的上网电价全额消纳，储能进行市场化套利的空间较小。另一方面，目前国内的电力辅助服务市场尚处于起步期，电力辅助服务费用难以传导至电网侧与用户侧。从当前各地能监局出台的“两个细则”（《发电厂并网运行管理实施细则》与《并网发电厂辅助服务管理实施细则》）来看，整体思路都是将电力辅助服务费用在各类电源之间分摊。一般而言，火电等出力可调的机组可通过提供电力辅助服务获取补偿，相关的费用则主要由风电、光伏等波动性电源承担。
考虑到 2018 年起终端用户的电价整体上呈下行趋势，目前电力辅助服务市场仅仅是发电侧的“零和博弈”甚至是“负和博弈”。因此，对于新能源发电项目的投资业主，现阶段储能的投资成本较难通过后续运营进行收回，预计各地将主要通过强制配套、优先消纳等外部措施促使项目业主投资储能设施。

长期来看，我们认为“十四五”期间国内电力市场化的进程将持续推进，储能成本在电力体系各环节中的传导将更为顺畅。随着新能源装机占比的提升，电力系统需要的储能设施规模将持续增长，若仅让发电侧承担投资成本既不合理也不现实。通过比较海外成熟电力市场的经验，我们认为供电侧储能成本由电力系统各环节共同承担是长期趋势。事实上，能源局2017年底印发的《完善电力辅助服务补偿（市场）机制工作方案》中也明确提出在2018-2019年“探索建立电力中长期交易涉及的电力用户参与电力辅助服务分担共享机制”，2019-2020年“配合现货交易试点，开展电力辅助服务市场建设”。此外，在2018-2020年连续三年提出具体的降低工商业电价目标之后（10%/10%/5%），2021年政府工作报告的表述变为“允许所有制造业企业参与电力市场化交易，进一步清理用电不合理加价，继续推动降低一般工商业电价”。

因此，预计未来发电侧与用电侧的市场化价格传导机制将更加顺畅，一旦“十四五”期间相关政策细则落地，国内供电侧储能项目的收益有望得到提升，储能投资将由“外部因素推动”向“自身经济性驱动”转变。