随着新能源的快速发展，新能源在一些地区已经成为主力电源，对电网安全稳定的影响日益突出。新能源大量并网增加了电网调节难度，降低了电网的抗干扰能力，改变了配电网的形态。因此，实现新能源成为主力能源，配置储能必不可少。
其实从去年开始，已经有很多省份陆续下发一些政策鼓励新能源配置储能。今年以来，新能源配置储能的政策从国家层面也陆续出台。一直以来储能都是新能源发展的要塞，也是能源链条中最为薄弱的一个环节，但从政策形势的转变，我们可以预期储能将在未来很长一段时间内担当重任。
从今年陆续出台的两个政策，也可以看到“官方口吻”已经有了转变。2月26日，国家能源局下发风电、光伏开发建设征求意见稿，鼓励新能源企业创新发展模式，建设一批离网型新能源发电项目，推进“新能源+储能”、新能源与氢能融合利用等示范工程；紧接着3月5日，国家发改委、能源局联合下发推进电力源网荷储一体化和多能互补发展的指导意见，意见明确，多能互补实施路径利用存量常规电源，合理配置储能，积极实施存量“风光水火储一体化”提升，稳妥推进增量“风光水（储）一体化”，探索增量“风光储一体化”，严控增量“风光火（储）一体化”。
新能源配储能的价值不言而喻，新能源配储能也会是未来产业发展的常态，只是当储能系统成本继续下降，具备经济性，才能实现规模化发展。
根据国际能源网/光伏头条的统计，到目前，安徽合肥市、陕西西安市、广西贺州市、湖南、海南、河南焦作市、青海等7省/市已经明确出台了光伏配储能相关补贴政策。其中安徽合肥和青海的补贴支持力度最大，针对光储系统应用，均是自项目并网次月起给予储能系统充电量1元/干瓦时补贴，只是安徽同一项目年度最高补贴100万元，青海则是不超过50万。
除此之外，内蒙、安徽、甘肃、广东、湖北、吉林、宁夏、青海、陕西、西藏、云南、广西等12个省将“光伏＋储能”写入了“十四五”规划。这就意味着储能产业将在未来的发展中获得政府层面的大力扶持，前景十分值得期待。（推荐阅读：光伏稳了！分析31省“十四五”规划:12省新能源装机超316.5GW、16省明确推广绿色建筑、31省全部推进绿色能源发展）
在现有出台“新能源+储能”政策相关文件的省份中，湖南、内蒙古、山西、湖北、河北、内蒙古乌兰察布市、贵州、宁夏、山西大同市、青海、陕西、新疆阿克苏地区、海南、江西、广西、甘肃、山东等17省/市已经明确出配置储能的具体要求。一般而言，新能源配置储能的比例大概在10%~20%，陕西榆林较为突出，明确不低于20%。
早些时候，在湖南、河南、内蒙、山东、湖北、辽宁等省发布的新能源平价及竞争配置资源等文件中，均在强调“鼓励新能源项目配置储能”。但言外之意，新能源企业都心知肚明，就是“强配”，若项目不配储能参与调峰，新能源并网接入的时间将被后置，同时，电网企业在选择项目接入时，也会将配置储能作为前置条件。
从国际能源网/光伏头条的统计结果来看，各省对“新能源+储能”发展给的政策，有“同”也有“异”，大大小小相关的政策有51条。以下是详细内容，欢迎行业朋友翻阅、讨论、交流。（51项 光储政策文件，我们将免费提供给大家，文末查看获取方式。）
7省/市
明确光储补贴政策
值得注意的是，安徽合肥市、陕西西安市、广西贺州市、湖南、海南、河南焦作市、青海7地出台了光伏、储能补贴的相关政策，共8条。其中安徽合肥市、陕西西安市、青海三地出台针对光储补贴的相关政策8条。安徽合肥市明确，对政策发布后并网运行的光伏储能系统，其项目组件、储能电池、逆变器采用工信部相关行业规范条件公告企业产品或《合肥市推荐应用光伏产品导向目录》推荐产品的，自项目并网次月起给予储能系统充电量1元/干瓦时补贴，同一项目年度最高补贴100万元。陕西西安市明确，针对光储系统应用，对储能系统按实际充电量给予投资人1元/千瓦时补贴，同一项目年度补贴最高不超过50万元。青海明确，将省级企业技术创新和转型升级资金的30%以上用于扶持光伏及储能电池相关产业发展。
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安徽合肥市 ：对政策发布后并网运行的光伏储能系统，其项目组件、储能电池、逆变器采用工信部相关行业规范条件公告企业产品或《合肥市推荐应用光伏产品导向目录》推荐产品的，自项目并网次月起给予储能系统充电量1元/干瓦时补贴，同一项目年度最高补贴100万元；
陕西西安市 ：在2020年9月25日后(含)建设完成并通过验收投入运营的公(专)用充(换)电设施，市级补贴标准为0.15元每度；各开发区在市级补贴基础上每度电再补贴0.15元；
广西贺州市 ：对充电设施建设和充电设施运营的补贴按成本（或费用）不超过20%进行补贴。
（一）充电设施建设补贴方式为一次性补贴。充电设施建设成本（或费用）以实际结算发票为准。直流充电桩建设补贴每个桩体补贴总额不超过30150元；交流充电桩建设补贴每个桩体补贴总额不超过1150元；充电插座建设补贴每个插座补贴总额不超过500元。
（二）充电设施运营补贴期限从2019年10月1日后建成投入运营的开始起至2022年9月30日止，具体以充电设施建成投运并符合补贴申报条件的时间为标准计算补贴金额。充电桩运营补贴标准为0.14元/千瓦?时，单台桩体补贴上限电量2000千瓦?时/（千瓦?年）；充电插座补贴标准为0.14元/千瓦?时，单台桩体补贴上限电量1000千瓦?时/（千瓦?年）；
湖南 ：充电设施运营企业获得交易价差（成交价差扣除 0.1分/千瓦时代理费）收益不低于85%，其中传导到电动汽车车主收益不低于60%。负荷聚合商收取交易价差（成交价差扣除 0.1 分/千瓦时代理费）收益不高于15%，作为平台运营服务费；
海南 ：对专门用于服务重型车辆、巡游出租车、网约车、公交车、城际客车、旅游班线等换电模式重点应用领域，并于2021年1月1日至2025年12月31日建设的换电站，一次性给予项目设备投资额15%的建设补贴；
河南焦作市 ：对按照30%以下标准享受省级建设奖补的，申请省级财政按照0.05元/千瓦时标准予以奖补，每年每桩享受奖补的电量不高于10万千瓦时；
青海 ：增强储能产业发展能力。将省级企业技术创新和转型升级资金的30%以上用于扶持光伏及储能电池相关产业发展。支持光伏及储能电池相关生产企业技术攻关和改造，提升产品性能、扩大产能规模。
12省/市
将“新能源+储能”写入“十四五”规划
其中，西藏、内蒙古、山西、甘肃酒泉市、江西12地在“十四五”规划中聚焦光伏与储能产业，共计12条。
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西藏 ：水电建成和在建装机容量突破1500万千瓦，加快发展光伏太阳能、装机容量突破1000万千瓦。完善西藏电网骨干网架，加强与西南电网互联。科学开发光伏、地热、风电、光热等新能源，加快推进“光伏＋储能”研究和试点，大力推动“水风光互补”，推动清洁能源开发利用和电气化走在全国前列。
内蒙古 ：大力发展新能源，推进风光等可再生能源高比例发展，壮大绿氢经济，推进大规模储能示范应用，打造风光氢储产业集群。实施灵活电网、源网荷储等工程。
山西 ：促进可再生能源增长、消纳和储能协调有序发展，提升新能源消纳和存储能力。
甘肃 ：加快建设风光水火核多能互补、源网氢储为一体的绿色能源体系，主攻千万千瓦级风电、光伏光热、电网升级、调峰电源、储能装置等八类工程。全力支持玉门油田加大酒泉盆地油气资源探采力度,加快实施油田炼量扩容、高端油品提炼、特种油深度加氢等重点项目。
江西 ：聚焦光伏、锂电等领域，力争在高性能储能材料等领域取得突破。
安徽 ：协同推进长三角能源应急供应保障基地建设，统筹整合两淮煤电基地、长三角特高压枢纽和绿色储能基地，探索源网荷储一体化发展新模式。
广东 ：到2025年，制氢规模约8万吨，氢燃料电池约500万千瓦，储能规模约200万千瓦。
湖北 ：构建能源生产、输送、使用和储能协调互补的智慧能源系统。
宁夏 ：落实国家关于“风光水火储一体化”工作要求，出台新能源与储能设施一体化建设及运营配套政策，在光伏、风电等新能源发电项目同步配建一定规模的储能设施。
青海 ：发展储能产业，贯通新能源装备制造全产业链。
陕西 ：积极发展风电、电、生物质发电，加快陕北风光储氢多能融合示范基地建设。力推进氢能风光储氢一体化示范项目建设，力争装机规模达到50%，发电量占全社会用电量达到40%。
云南 ：加强"水风光储”一体化多能互补基地建设。
11省/市
明确新能源将配置储能
除此之外，安徽、安徽合肥市、河南、湖南、吉林、福建、广东、江西、内蒙古、贵州、山西大同市11地出台光伏配置储能相关政策13条。
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安徽 ：建设长三角绿色储能基地，开展风光储一体化等新能源微电网技术研发。
鼓励发电企业、电网企业及第三方社会资本采取新能源+储能、独立储能电站、风光储一体化等多种方式，共同参与储能项目建设。
河南 ：优先支持配置储能的新增平价风电项目。
“十四五”新能源消纳能力已达到极限，建议以后新纳入政府开发方案的风电、光伏项目配置足够的储能设施提高调峰能力；
湖南 ：2020年拟新建平价项目，单个项目规模不超过10万千万，鼓励同步配套建设储能设施；
吉林 ：大力支持为落户吉林储能、氢能等战略性新兴产业及装备制造业等有带动作用的项目；
福建 ：推进一批风光储一体化、光储充一体化和储能电站项目建设，大力推动储能商业化应用；
广东 ：推动电网侧储能布局，推进电源侧火电联合储能和“可再生能源+储能”发电系统建设；
安徽合肥市 ：鼓励建设“光储充放”(分布式光伏-储能系统-充放电)多功能综合一体站；
江西 ：支持锂电池、钒电池等二次电池在光伏、风力等新能源发电配建储能；
贵州 ："为满足电网安全稳定运行及调峰需要，已投产的风电、光伏发电项目应在投产一年内配套储能;新建的风电、光伏发电项目应按照“同步规划、同步设计、同步建设、同步投产”的原则配套储能；
山西大同市 ：2021年，大同市全面推进战略性新兴产业发展。新能源产业量质双升。加快打造光伏、储能、氢能三大产业制造基地。
17省/市
明确新能源配置储能具体要求
湖南、内蒙古、山西、湖北、河北、内蒙古乌兰察布市、贵州、宁夏、山西大同市、青海、陕西、新疆阿克苏地区、海南、江西、广西、甘肃、山东17地不仅在规划中提到了光伏配置储能，还明确储能配置的具体内容，共计18条。
其中，山西、陕西榆林储能配置最高，山西明确配备15%-20%储能，陕西榆林地区不低于20%。湖北、河北、贵州、宁夏、青海、陕西、新疆阿克苏地区、海南、江西等地明确配备10%储能，内蒙古明确光伏电站储能容量不低于5%。山西大同市明确“十四五”期间增量新能源项目全部配置储能设施配置比例不低于5%。
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湖南 ：28家企业承诺配套建设新能源储能项目，总计388.6MW/777.2MWh；
内蒙古 ：优先支持光伏+储能项目建设，光伏电站储能容量不低于5%，储能市场在1h以上；
山西 ：新增光伏发电项目应统筹考虑具有一定用电负荷的全产业链项目，配备15%-20%储能，落实消纳协议；
湖北 ：风储项目配备的储能容量不得低于风电项目配置容量的10%，且必须与风电项目同时建成投产，以满足储能要求。在项目配置中，对接人同一变电站的风储与光伏发电项目，优先配置风储项目；
河北 ：支持风电光伏按10%左右比例配套建设储能设施；
内蒙古乌兰察布市：“源网荷储一体化”示范共新建280万千瓦风电、30万千瓦光伏，同步配套建设88万千瓦储能；
贵州 ：在送出消纳受限区域，计划项目需配备10%的储能设施；
宁夏 ：依托清洁能源聚集优势，推进储能产业发展，在新能源富集的宁东、吴忠、中卫地区先行开展储能设施建设。建设“新能源+储能”示范应用项目，并在全区推广应用；“十四五”期间，储能设施按照容量不低于新能源装机的10%、连续储能时长2小时以上的原则逐年配置；探索储能设施运营商业模式，培育一批有竞争力的市场主体；储能产业发展进入商业化应用，储能对于能源体系转型的关键作用全面显现；
山西大同市 ：“十四五”期间，大同市增量新能源项目全部配置储能设施，配置比例不低于5%；
青海 ：新建新能源项目，储能容量原则上不低于新能源项目装机量的10%，储能时长2小时以上。对储能配比高、时间长的一体化项目给予优先支持；新建、新投 运水电站同步配置新能源和储能系统，使新增水电与新能源、储能容量配比达到1∶2∶0.2，实现就地平衡。
优先保障消纳，电网企业要与储能电站企业签订并网调度协议和购售电合同，确保""新能源+ 储能” 、“水电＋ 新能源＋ 储能”项目和独立储能电站优先接入、优先调度、优先消纳、优先外送，保证储能设施利用小时数不低于540小时。
陕西 ：从2021年起，关中、陕北新增10万千瓦（含）以上集中式风电、光伏发电项目按照不低于装机容量10%配置储能设施，其中榆林地区不低于20%。鼓励地方政府或大型企业牵头在升压站附近配置集中式储能电站。
新增项目储能设施按连续储能时长2小时以上，储能系统满足10年（5000次循环）以上工作寿命，系统容量10年衰减率不超过20%标准进行建设，需与发电项目同时投运；
新疆阿克苏地区 ：阿克苏地区2021年新增光伏发电项目总规模20万千瓦，初步分成4个标段、每个标段5万千瓦。规划“光伏+农业（畜牧等）”多产业融合项目优先入选，发电规模根据建设条件灵活设置，县（市）间可整合使用。纳入开发建设光伏发电项目需按不低于10%的装机比例配置储能项目建设规模，储能项目与光伏发电项目要求一体开发，同时开工、同步建设；
海南 ：全省集中式光伏发电平价上网项目实施总规模控制，具体由省发展改革委根据2021年度及“十四五”期间全省可再生能源电力消纳责任权重确定。每个申报项目规模不得超过10万千瓦，且同步配套建设备案规模10%的储能装置；
江西 ：优先支持光储一体化项目。参与竞价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，储能电站原则上不晚于光伏电站同步建成。对符合建设条件的光储一体化项 目将在竞争优选评分中给予倾斜支持；
广西 ：储能设施连续储能时长均不小于2小时，满足10年（5000次）以上使用寿命，系统容量10年衰减率不超过20%，需与发电项目同时投运。在广西地区建设光伏、风电项目，如果不配置储能将有可能拿不到项目；
甘肃 ：鼓励在建存量项目按河西5市（酒泉、嘉峪关、张掖、金昌、武威）配置10%-20%储能、其他地区按5%-10%配置配套储能设施。储能设施连续储能时长均不小于2小时。
预计将有1.55GW风电配置10~20%储能，3.2GW风电配置5%-10%储能，11.2GW光伏配置10~20%储能，0.11GW光伏配置5%-10%储能。储能规模预计将达到433MW/866MWh至866MW/1732MWh；
山东 ：新能源与储能设施配置配比不低于10%。
明确新能源配储能、火电储能示范项目标准，首批示范项目规模约50万千瓦，政策暂定实施5年。新增集中式风电、光伏发电项目，原则上按照不低于10%比例配建或租赁储能设施，连续充电时间不低于2小时。支持各类市场主体投资建设运营共享储能设施，鼓励风电、光伏发电项目优先租赁共享储能设施，租赁容量视同其配建储能容量。鼓励风电、光伏发电制氢，制氢装机运行容量视同配建储能容量。风电、光伏发电项目按比例配建或租赁储能示范项目的，优先并网、消纳。
来源：国际能源网/光伏头条
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