在此前提下，“新能源+储能”的模式开始在全球范围内得到有效推广，成为了解决新能源在大幅装机下消纳难题的一把钥匙。
据国际能源网/储能头条统计，从2020年至今，各地政府下发的87条政策中明确新能源配储比例及时长。然而，在“新能源+储能”成为大势所趋之下，透露了哪些趋势？市场又将面临哪些难题？
11月7-8日，“2023中国(临沂)新能源高质量发展大会”同期，“第二届中国储能产业论坛暨2023储能榜单发布”。
87条新能源配储政策下发
配储比例5%~55%
据国际能源网/储能头条统计，从2020年至今，各地政府下发了87条新能源配储政策，配储比例为5%~55%，时长1~4h。
其中，新能源配储比例多为10%、2小时，内蒙古配储比例在5%~15%之间，储能时长为1~4小时范围内，山东配储比例在10%~30%之间，储能时长为2~4小时范围内，浙江、贵州配储比例在10%~20%之间，市场均为2小时，辽宁、宁夏配储比例在10%~15%之间。
配储比例最高的是河南省，10月20日，河南省发改委发布了《关于下达2022年风电、光伏发电项目开发方案》的通知。文件显示，河南省本次下达2022年风电、光伏发电项目开发方案共507.1万千瓦。其中集中式光伏35万千瓦，分布式光伏16.102万千瓦；风电456万千瓦。其中储能配置要求按照20%~55%、时长2~4小时不等。
值得注意的是，9月19日，江苏省发展改革委下发《关于进一步做好可再生能源发电市场化并网项目配套新型储能建设有关事项的通知》，提高了新能源配储的要求，文件提出：
风电项目（包括陆上风电、海上风电项目以及未全容量并网项目新增并网容量和改造升级项目增加的容量，不包括全部自发自用的分散式风电项目）以及新增纳入项目库的陆上集中式光伏发电项目、海上光伏项目（固定桩基式）均应采取自建、合建或购买新型储能方式落实市场化并网条件。
2、市场化并网项目不再按长江以南和长江以北区分配套建设新型储能比例，均应按照功率10%及以上比例配套建设新型储能（时长2个小时），配套的新型储能可结合项目就近布局，也可以在全省范围内选址建设或租赁。
3、新型储能项目并网时间不得晚于所配套的可再生能源发电并网时间。鼓励储能项目先建后配，已并网的新型共享储能可按并网容量为全省可再生能源发电项目提供储能容量租赁服务。
105.1GW新能源项目清单下发
配储需求最低30.74GWh
2023年，广西、西藏、山西、山东、河北、江苏、甘肃嘉峪关、天津、河南9地明确了风光项目建设规模，配储比例在10%~55%，配储时长在2~4小时。其中新能源项目总规模为10510.37万千瓦，如若按各地区实行的比例去配置储能，将产生至少17.1GW/30.74GWh的储能需求。
其中，河南配储比例最高，9月24日，河南省发改委发布《2023年首批市场化并网风电、光伏发电项目开发方案的通知》。《通知》指出，本次印发项目共计340.1万千瓦，其中风电共计310万千瓦、光伏共计23万千瓦、分布式光伏共计7.14万千瓦。
上述风电、光伏项目，除分布式光伏外，需进行火电灵活性改造及配置电化学储能，其中配置电化学储能的比例分布在35%-55%，2h之间。本批次储能总规模达到了149.25万千瓦/298.5万千瓦时（1.49GW/2.98GWh)。
西藏要求保障性并网光伏+储能项目配储比例为4h·20%，储能规模为1444MW；广西则下发两批新能源项目清单，要求陆上风电配储2h*20%，光伏配储为2h*10%，储能规模为3781MW/7562MWh；
值得注意的是，河北要求保障性并网项目需配置一定比例储能或购买储能调峰服务（冀北电网20%、2h，南网15%、2h），市场化项目具备用地和电网接入条件的纳入清单，多能互补项目要落实煤电、燃气机组新增调峰能力，源网荷储项目要按照20%、4小时配置储能。
根据以上情况测算，保障性项目将预计带来储能需求2534MW/5068MWh。
市场化并网项目中，源网荷储项目配储比例20%/4h。将预计最高带来储能需求590MW/2358MWh。
新能源配储市场的三大趋势
经国际能源网/储能头条梳理，新能源配储政策发展呈现三大趋势：
1从自愿到强制
国际能源网/储能头条注意到，在2021年各地颁布的文件中，对于新能源配储的基本以自愿、鼓励为主。
2021年3月19日，江西发文指出全省2021年新增光伏发电竞争优选的项目，可自愿选择光储一体化的建设模式，配置储能标准不低于光伏电站装机规模的10%容量/1小时。2021年7月14日，风光大省宁夏也在通知中明确指出，从2021年起，原则上新核准/备案项目储能设施与新能源项目同步投运，存量项目在2022年12月底前完成储能设施投运。
然而，随着新能源消纳压力越来越大，各地在原本文件中要求系能源自愿、鼓励配备的储能设施，开始逐渐变为强制要求。
今年以来，河南、山东、广东等地陆续发文加快新型储能发展，要求严格按照开发方案中承诺的储能配比配置储能设施，如未投运，电网不得调度和收购其电力电量。有的甚至提出，按照未完成储能容量对应新能源容量规模的2倍停运其并网发电容量。
2新能源配储走高趋势明显
在2021年各地颁布的文件中，对于新能源配储的比例要求大多在10%左右，连续储能时长为2小时。
随着新能源规模越来越大，其随机性、波动性、间歇性的特点给电网安全运行和电力可靠供应带来巨大挑战，迫切需要通过储能设施提升调节能力、保障安全。基于此，各地不断加大储能发展力度，乃至上调新型储能装机目标。
在此背景下，各地对新能源配储的比例也从原先的10%逐步上升至不低于15%-30%，连续储能时长也从原来的2小时抬升至3-4小时。
3分布式光伏配储迎发展机遇
国际能源网/储能头条注意到，此前，强制配置储能的政策只存在于大型集中式光伏发电站身上，如今，随着分布式光伏成为新增装机主力，同样的配储要求正发生在工商业、户用光伏等分布式光伏身上。
2023年8月2日，浙江金华金东区人民政府发布《金东区加快用户侧储能建设的实施意见》，要求新建设的非居民分布式光伏发电项目原则上按照装机容量的10%以上配建储能系统。在此之前，已经有一些城市要求分布式光伏配置储能，如浙江诸暨、山东枣庄。河南则考虑在全省范围内开展分布式光伏配置储能，目前政策尚未正式出台，仍在征求意见阶段。
根据国家能源局日前发布的《分布式光伏接入电网承载力及提升措施评估试点实施方案》指出，要积极评估采用新型配电网、新型储能、负荷侧响应、虚拟电厂等措施打造智能配电网，挖掘源、网、荷、储的调节能力，提高分布式光伏接入电网承载能力。储能价值将进一步凸显。业内人士表示，随着光伏技术的持续发展，光伏电站的收益有望进一步提升，将为分布式光伏项目配储带来发展空间。
新能源配储仍面临难题
虽然新能源配储政策经过了不断完善，但市场和企业仍面临着挑战。
一是新能源强制配置储能利用率较低。据中电联公开发布的《新能源配储能运行情况调研报告》显示，新能源配储能调用频次、等效利用系数、利用率低于火电厂配储能、电网储能和用户储能，新能源配储等效利用系数仅为6.1%。目前，已有全国各地将配置储能作为新能源发电并网的前置条件，但对储能技术如何与新能源发电协调优化运行重视不足，叠加商业运营模式、功能定位不明确等因素影响，导致新能源配储利用水平普遍较低。
二是新能源强制配置储能质量参差不齐。当前，各地新能源配储政策大都仅规定了配置比例、调节时长等基本要求，未出台配套的具体使用和考核标准，特别是储能参与电力调度的方式、调用频次、补偿机制等尚无明确规定，导致储能系统实际使用效果和收益难以保证。
三是新能源强制配置储能成本较高。当前，新能源配储成本由新能源开发企业承担，并未向下游传导，叠加锂离子电池成本上涨，给新能源企业带来了较大的经营压力，影响新能源开发企业投资决策。新能源配置的储能可为电网提供调峰、调频、备用、黑启动、需求响应支撑等多种服务，但在新能源场站内布置，现行的市场机制难以体现储能的其他价值。
