在此前提下，“新能源+儲能”的模式開始在全球范圍內得到有效推廣，成為了解決新能源在大幅裝機下消納難題的一把鑰匙。
據國際能源網/儲能頭條統計，從2020年至今，各地政府下發的87條政策中明確新能源配儲比例及時長。然而，在“新能源+儲能”成為大勢所趨之下，透露了哪些趨勢？市場又將面臨哪些難題？
11月7-8日，“2023中國(臨沂)新能源高質量發展大會”同期，“第二屆中國儲能產業論壇暨2023儲能榜單發布”。
87條新能源配儲政策下發
配儲比例5%~55%
據國際能源網/儲能頭條統計，從2020年至今，各地政府下發了87條新能源配儲政策，配儲比例為5%~55%，時長1~4h。
其中，新能源配儲比例多為10%、2小時，內蒙古配儲比例在5%~15%之間，儲能時長為1~4小時范圍內，山東配儲比例在10%~30%之間，儲能時長為2~4小時范圍內，浙江、貴州配儲比例在10%~20%之間，市場均為2小時，遼寧、寧夏配儲比例在10%~15%之間。
配儲比例最高的是河南省，10月20日，河南省發改委發布了《關于下達2022年風電、光伏發電項目開發方案》的通知。文件顯示，河南省本次下達2022年風電、光伏發電項目開發方案共507.1萬千瓦。其中集中式光伏35萬千瓦，分布式光伏16.102萬千瓦；風電456萬千瓦。其中儲能配置要求按照20%~55%、時長2~4小時不等。
值得注意的是，9月19日，江蘇省發展改革委下發《關于進一步做好可再生能源發電市場化并網項目配套新型儲能建設有關事項的通知》，提高了新能源配儲的要求，文件提出：
風電項目（包括陸上風電、海上風電項目以及未全容量并網項目新增并網容量和改造升級項目增加的容量，不包括全部自發自用的分散式風電項目）以及新增納入項目庫的陸上集中式光伏發電項目、海上光伏項目（固定樁基式）均應采取自建、合建或購買新型儲能方式落實市場化并網條件。
2、市場化并網項目不再按長江以南和長江以北區分配套建設新型儲能比例，均應按照功率10%及以上比例配套建設新型儲能（時長2個小時），配套的新型儲能可結合項目就近布局，也可以在全省范圍內選址建設或租賃。
3、新型儲能項目并網時間不得晚于所配套的可再生能源發電并網時間。鼓勵儲能項目先建后配，已并網的新型共享儲能可按并網容量為全省可再生能源發電項目提供儲能容量租賃服務。
105.1GW新能源項目清單下發
配儲需求最低30.74GWh
2023年，廣西、西藏、山西、山東、河北、江蘇、甘肅嘉峪關、天津、河南9地明確了風光項目建設規模，配儲比例在10%~55%，配儲時長在2~4小時。其中新能源項目總規模為10510.37萬千瓦，如若按各地區實行的比例去配置儲能，將產生至少17.1GW/30.74GWh的儲能需求。
其中，河南配儲比例最高，9月24日，河南省發改委發布《2023年首批市場化并網風電、光伏發電項目開發方案的通知》。《通知》指出，本次印發項目共計340.1萬千瓦，其中風電共計310萬千瓦、光伏共計23萬千瓦、分布式光伏共計7.14萬千瓦。
上述風電、光伏項目，除分布式光伏外，需進行火電靈活性改造及配置電化學儲能，其中配置電化學儲能的比例分布在35%-55%，2h之間。本批次儲能總規模達到了149.25萬千瓦/298.5萬千瓦時（1.49GW/2.98GWh)。
西藏要求保障性并網光伏+儲能項目配儲比例為4h·20%，儲能規模為1444MW；廣西則下發兩批新能源項目清單，要求陸上風電配儲2h*20%，光伏配儲為2h*10%，儲能規模為3781MW/7562MWh；
值得注意的是，河北要求保障性并網項目需配置一定比例儲能或購買儲能調峰服務（冀北電網20%、2h，南網15%、2h），市場化項目具備用地和電網接入條件的納入清單，多能互補項目要落實煤電、燃氣機組新增調峰能力，源網荷儲項目要按照20%、4小時配置儲能。
根據以上情況測算，保障性項目將預計帶來儲能需求2534MW/5068MWh。
市場化并網項目中，源網荷儲項目配儲比例20%/4h。將預計最高帶來儲能需求590MW/2358MWh。
新能源配儲市場的三大趨勢
經國際能源網/儲能頭條梳理，新能源配儲政策發展呈現三大趨勢：
1從自愿到強制
國際能源網/儲能頭條注意到，在2021年各地頒布的文件中，對于新能源配儲的基本以自愿、鼓勵為主。
2021年3月19日，江西發文指出全省2021年新增光伏發電競爭優選的項目，可自愿選擇光儲一體化的建設模式，配置儲能標準不低于光伏電站裝機規模的10%容量/1小時。2021年7月14日，風光大省寧夏也在通知中明確指出，從2021年起，原則上新核準/備案項目儲能設施與新能源項目同步投運，存量項目在2022年12月底前完成儲能設施投運。
然而，隨著新能源消納壓力越來越大，各地在原本文件中要求系能源自愿、鼓勵配備的儲能設施，開始逐漸變為強制要求。
今年以來，河南、山東、廣東等地陸續發文加快新型儲能發展，要求嚴格按照開發方案中承諾的儲能配比配置儲能設施，如未投運，電網不得調度和收購其電力電量。有的甚至提出，按照未完成儲能容量對應新能源容量規模的2倍停運其并網發電容量。
2新能源配儲走高趨勢明顯
在2021年各地頒布的文件中，對于新能源配儲的比例要求大多在10%左右，連續儲能時長為2小時。
隨著新能源規模越來越大，其隨機性、波動性、間歇性的特點給電網安全運行和電力可靠供應帶來巨大挑戰，迫切需要通過儲能設施提升調節能力、保障安全。基于此，各地不斷加大儲能發展力度，乃至上調新型儲能裝機目標。
在此背景下，各地對新能源配儲的比例也從原先的10%逐步上升至不低于15%-30%，連續儲能時長也從原來的2小時抬升至3-4小時。
3分布式光伏配儲迎發展機遇
國際能源網/儲能頭條注意到，此前，強制配置儲能的政策只存在于大型集中式光伏發電站身上，如今，隨著分布式光伏成為新增裝機主力，同樣的配儲要求正發生在工商業、戶用光伏等分布式光伏身上。
2023年8月2日，浙江金華金東區人民政府發布《金東區加快用戶側儲能建設的實施意見》，要求新建設的非居民分布式光伏發電項目原則上按照裝機容量的10%以上配建儲能系統。在此之前，已經有一些城市要求分布式光伏配置儲能，如浙江諸暨、山東棗莊。河南則考慮在全省范圍內開展分布式光伏配置儲能，目前政策尚未正式出臺，仍在征求意見階段。
根據國家能源局日前發布的《分布式光伏接入電網承載力及提升措施評估試點實施方案》指出，要積極評估采用新型配電網、新型儲能、負荷側響應、虛擬電廠等措施打造智能配電網，挖掘源、網、荷、儲的調節能力，提高分布式光伏接入電網承載能力。儲能價值將進一步凸顯。業內人士表示，隨著光伏技術的持續發展，光伏電站的收益有望進一步提升，將為分布式光伏項目配儲帶來發展空間。
新能源配儲仍面臨難題
雖然新能源配儲政策經過了不斷完善，但市場和企業仍面臨著挑戰。
一是新能源強制配置儲能利用率較低。據中電聯公開發布的《新能源配儲能運行情況調研報告》顯示，新能源配儲能調用頻次、等效利用系數、利用率低于火電廠配儲能、電網儲能和用戶儲能，新能源配儲等效利用系數僅為6.1%。目前，已有全國各地將配置儲能作為新能源發電并網的前置條件，但對儲能技術如何與新能源發電協調優化運行重視不足，疊加商業運營模式、功能定位不明確等因素影響，導致新能源配儲利用水平普遍較低。
二是新能源強制配置儲能質量參差不齊。當前，各地新能源配儲政策大都僅規定了配置比例、調節時長等基本要求，未出臺配套的具體使用和考核標準，特別是儲能參與電力調度的方式、調用頻次、補償機制等尚無明確規定，導致儲能系統實際使用效果和收益難以保證。
三是新能源強制配置儲能成本較高。當前，新能源配儲成本由新能源開發企業承擔，并未向下游傳導，疊加鋰離子電池成本上漲，給新能源企業帶來了較大的經營壓力，影響新能源開發企業投資決策。新能源配置的儲能可為電網提供調峰、調頻、備用、黑啟動、需求響應支撐等多種服務，但在新能源場站內布置，現行的市場機制難以體現儲能的其他價值。
