随着以新能源为主体的新型电力系统的推进，各地新能源侧配置储能逐步成为“标配”。本文通过梳理2021年各地风电、光伏发电开发建设项目对于储能配置的要求，分析新能源侧配置储能方式的衍变。
回顾2020年，安徽、河南、新疆等地出台规定，按照新能源规模的比例和时间配置储能，配置方式较为简单粗放，一般在并网点内按照5%-20%的比例配置储能，配置时间一般1-2小时。各地对于配置比例和时间的方式并未经过详细的测算，同时对于储能的技术参数也未提出细致化要求，导致储能实际应用效果存疑。 例如对于储能的配置规模，由于新能源侧配置储能缺乏合理的价值疏导机制，很多地区仅仅是为了满足并网的需要，新能源业主出于成本考虑按照电芯的能量进行配置，也是去年很多新能源侧储能中标价格极低的因素之一。在考虑充放电过程的损耗，并网点输出功率和能量远达不到项目备案的功率和能量。同时政策对储能的充放电次数、衰减率等参数也未提出要求，很多项目为了配而配，储能成为新能源并网的一个“花瓶”，并未发挥出“新能源+储能”对电网的协同支撑。
今年以来，各地关于风电、光伏发电开发建设项目配置储能的方式进行了差异化和细致化的规定，编者对部分地区配置储能相关文件的梳理，详见下表。
通过梳理可以看出以下几个特征： 首先，对于风电、光伏非保障性并网项目，是否配置储能成为新能源项目能否落地的先决条件，配置储能可以让新能源项目具有“优先权”;
其次，各地普遍提出企业可以自建、合建共享或购买服务配置电化学储能，由于大型集中式共享储能具有综合成本低、集约化建设运维、便于调度管理等优势，建设集中式共享储能电站满足新能源并网成为当前的趋势，也引发今年来大型储能电站的爆发式增长。
再次，各地对储能配置比例和时间也不再“一刀切”，而是根据各地区不同分区的新能源消纳形式进行差异化配置，例如江苏由于长江以北新能源消纳形式更为严峻，针对光伏配置储能按照长江南8%的比例、长江北10%的比例进行要求;
最后，普遍对电化学储能的技术参数提出要求，对储能的充放电次数、放电深度、衰减率、电站可用率、应用策略等参数提出具体的要求，吸取去年新能源侧配置储能存在的部分问题，约束各个厂站储能配置的要求，保证公平性，也让储能真正对电网发挥支撑作用。 此外，也要看到当前新能源侧储能配置仍不完善的地方，各个地区配置储能的维度仍有较大差异，例如部分地区仅仅规定循环使用次数，但未对运行温度、运行方式、放电深度、能量保持率等指标提出要求，在不同的条件下循环使用次数千差万别。因此，对储能配置需要提出更细致的技术参数要求，并对相关指标的考核方法提出具体要求。
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