“新能源+储能”可有效应对风光出力波动、提升新能源利用率、增强并网安全性能，有利于保障电力安全稳定运行、推动新能源高质量发展，是构建新型电力系统的重要支撑。据中关村储能联盟统计，2023年上半年，全国新增新型储能项目应用于电源侧的比例约42%，其中新能源配置储能占比高达98%，仍是储能的重要应用领域。然而，无论是储能技术本身还是新能源配储模式都尚处于发展过程中，随着技术发展和实践推进，对于新能源与储能协同发展的认识在不断深入，新能源配置储能也聚焦新型电力系统发展趋势和加快调整储能利用实际问题，并出现一些新的变化与尝试。

　　一直以来，各地都是按照新建新能源项目装机的一定比例配置储能规模，配置储能成为新能源项目并网发电的必要前置条件。然而，随着单个新能源项目的装机容量不断提高，按照规定比例配置的储能规模也日益增大，配储指标愈发难以完成。新能源配储的主要目的是为新增的新能源项目配备必要且充足的调节能力，以保障新能源合理利用和电力系统安全稳定运行，其本质是保证新能源建设规模与电力系统灵活调节能力相匹配。为此，既可以“未雨绸缪”，为新能源项目配置一定规模的储能，也可以“量入为出”，根据储能建设情况来决定新能源的发展规模。目前，部分地区开启“以储定新”新模式，如湖南提出于2022年12月底前、2023年6月底前全容量并网运行的新型储能试点项目分别按其装机容量的1.5倍、1.3倍计算所配新能源容量;新疆提出对建设4小时以上时长储能项目的企业，允许配建储能规模4倍的风电、光伏发电项目。“以储定新”是新能源配储的一种新尝试，使得配储方式更加多样化，有助于鼓励各地不断探索更科学、更适用、更有效的新能源与储能协同发展的模式。

　　一开始，新能源配储多以新能源企业自建为主，但受储能成本较高、应用场景单一等因素制约，配建储能出现质量参差不齐、“建而不用”“用而不好”等诸多问题。为进一步优化资源配置，提高储能的综合利用效率，2023年以来，广东、江苏、广西、四川、河南、天津、浙江等地区纷纷出台政策，明确新能源项目可通过自建、共建或租赁等方式灵活配置储能。考虑节约用地、规模效应、效率提升、风险防控等多方面因素，多地还鼓励新能源项目优先采用共建和租赁的方式配置储能，并对租赁方式给予优惠和支持政策。例如，广西提出已通过容量租赁方式配置储能的市场化并网新能源项目减免调峰辅助服务费用分摊;河南对签订长期租赁协议的新能源项目在同等条件下优先纳入年度风、光开发方案。同时，储能容量租赁机制在不断规范和完善，各地对合同签订、租赁周期、交易组织、配置范围及指导价格等进一步提出要求。目前，大多数地区提倡储能容量租赁合同覆盖新能源项目全生命周期，参考价格为每年150～400元/千瓦时。储能租赁模式打破了新能源配储与独立储能的界限，推动独立储能更广泛地应用于电源侧，对于减轻新能源企业配储负担、提升储能投资积极性和利用率具有重要作用。

　　近些年，新能源发电持续快速发展，呈现集中式与分布式并举的显著特征。截至2023年6月底，全国光伏发电装机容量达到4.7亿千瓦，其中分布式光伏1.98亿千瓦，占比超过40%。分地区看，东部地区分布式光伏发展势头迅猛，装机规模已超越集中式光伏，其中浙江分布式光伏占比接近78%，山东超过72%，江苏超过67%。分布式光伏大规模发展会对用户安全可靠供电、配电网稳定运行造成一定影响，激发了通过配置储能促进新能源就地消纳利用的积极性，推动配储需求从集中式新能源逐步拓展到分布式新能源。目前，江苏、浙江、山东、宁夏等部分地区对分布式光伏配置储能提出了明确要求，配储比例大多要求占新能源装机规模的8%～15%。随着以工业园区、建筑屋顶、充电站等为主要应用场景的分布式光伏大量开发建设，“光伏装机占比高、午高峰电量富余、晚高峰用电紧张”的趋势愈发明显。在峰谷电价激励作用下，配置储能不仅能够提升光伏发电利用率、降低企业用能成本，还可以通过“余电上网”获取一定的售电收益。在此背景下，用户侧分布式新能源配储需求将进一步扩大，“新能源+储能”模式逐步从电源侧延伸至用户侧。

　　目前，储能技术可以划分为机械储能、电气储能、电化学储能、热储能和化学储能五种类型。不同类型的储能技术在能量密度、响应速度、循环寿命、安全性能、建设成本等方面存在较大差异，因此适用于不同的场景。为实现多种技术的优势互补，提高储能系统整体经济性和适应性，储能技术应用正在从单一储能向混合储能发展。随着新能源发电大规模接入，电力系统安全稳定运行面临调频、调峰等诸多挑战，对配置的储能提出多种不同时间尺度的调节需求，包括短时秒级调频、日内小时级调峰，以及跨日、跨月的长周期调节。特别是连续阴天、极热无风等天气时有发生，为应对新能源多日、大范围无出力的情况，新能源电站对长时储能的需求较为迫切。为满足储能不同的应用场景，目前“飞轮储能+电化学储能”“超级电容+电化学储能”“压缩空气+电化学储能”等多种组合形式的混合储能系统正在加快研发示范。2023年6月，“飞轮储能+锂电混合储能”新能源场站调频应用示范项目在内蒙古二连浩特成功并网，该项目由3台1兆瓦级飞轮阵列协同控制与3兆瓦锂电组成混合储能系统，为99兆瓦的风电场提供调频辅助服务支持。

　　当前，独立储能的主体地位已明确，各地逐步推动独立储能参与电力现货和辅助服务市场交易。与独立储能相比，新能源配建储能无法自主参与电力市场，其调用积极性和主动性明显不足。以山东为例，2023年1～6月，独立储能可基本实现每天一充一放，利用小时数达533小时，而配建储能利用小时数仅192小时，约为独立储能的1/3。独立储能与配建储能在实际运行中的利用效率和营收差距得到广泛关注，山东、四川、河南、江苏等地区已出台政策，明确以配建形式存在的新型储能项目，通过技术改造满足同等技术条件和安全标准时，可选择转为独立储能项目。其中，山东推动新能源配建储能转为独立储能的步伐更快，已开展试点工作，并对相关技术条件、安全方案、申报评审、跟踪验收提出明确要求。新能源配建储能转为独立储能，能够有效盘活存量配储资源，促进其更好地参与电力市场和调度运用，实现闲置资源在更大范围内的优化配置与共享利用。截至2022年底，全国新能源配建储能累计规模已达到282万千瓦/550万千瓦时，具有大量可转为独立储能的潜在资源。

　　当前，新能源配储的激励机制以一次性补贴、发电量补贴、优先并网、优先消纳等行政手段为主，其盈利模式较为单一，主要依靠减少弃风弃光量、增加新能源上网电量来获取收益。然而，当前全国新能源参与电力市场交易的规模有限，新能源配建储能的充放电价格无法与电力市场价格联动，快速响应风光波动、促进负荷削峰填谷的积极性不足。为充分发挥储能调频、调峰等多重价值，国家鼓励新能源场站和配建储能联合参与市场，目前，部分地区根据本地电力市场建设情况，正在积极开展相关实践。2023年2月，山东省明确提出新能源与配建储能联合主体可自主参与电力中长期和现货市场交易，在现货市场中，新能源场站申报的配建储能充放电曲线在满足电网安全运行和新能源优先消纳的条件下优先出清。2023年7月，山东岛南国投海上风电的配建储能在电力现货市场完成日前申报出清，成为全国新能源与配建储能联合入市的首例，以市场化方式实现在新能源大发、电价较低时充电，在用电高峰、电价较高时放电，有效提升了配建储能的利用水平和盈利能力。除电力中长期、现货市场外，辅助服务市场也在不断完善，为新能源配建储能提供更多的收益渠道。例如，山西正在建立正备用辅助服务市场，提出允许具备调节能力的风电、光伏电站参与，并获得补偿收益。

　　总体来看，目前储能技术尚不成熟、成本整体偏高、商业模式不完善，对新能源与新型储能关系的认识有待深入，新能源配置储能在实践中暴露出配储要求越来越高、利用率普遍偏低、盈利能力较差等实际问题。但因新能源固有的间歇性、波动性和随机性，其大规模接入对电力系统调节能力的需求愈发迫切。从长远来看，“新能源+储能”仍是推动新能源高质量发展、支撑新型电力系统建设的重要路径，需坚持市场导向，推动新能源与新型储能协同发展。

　　一是优化新能源与新型储能协同发展模式。加强“新能源+储能”模式创新，以满足调节需要、促进资源共享、实现高效利用、降低企业成本为目标，支持存量新能源配建储能在满足技术条件和安全要求的前提下转为独立储能，推动新增新能源项目优先以共建共享的形式配置储能。支持民营企业参与新型储能电站建设，激发社会资本投资积极性。完善储能电站容量租赁机制，规范租赁合同管理，利用不同新能源电站的时空互补性，优化储能共享范围和运行机制，避免出现高峰时段资源拥挤、低谷时段资源闲置等现象。

　　二是完善新型储能的市场和价格机制。坚持以市场化方式推动新能源项目自主配置新型储能，通过合理的价格激励提高储能建设的积极性。一方面，加快推动新能源参与电力市场，逐步扩大新能源发电入市规模，通过偏差电量、响应速度等市场考核方式，引导新能源电站为增强自我调节性能而主动配置新型储能。另一方面，完善新型储能参与电力市场机制，支持新能源与配建储能以联合体的形式参与电力中长期、现货、辅助服务等多种市场，增加配储新能源企业市场决策的多样性。同时，健全完善新型储能的价格形成机制，研究建立容量补偿机制，推动容量租赁价格以市场竞争的方式形成，探索不同类型新型储能科学合理的容量认定方法。

　　三是加快新型储能标准制定和技术攻关。坚持安全底线，加快制定新能源配储的相关技术标准，严格配置储能的质量监管，加强储能电站的安全管理，保障新能源与储能电站的安全可靠运行。加快新型储能关键技术、关键材料、关键设备的研发和产业布局，进一步降低新型储能成本。推动储能技术多元化发展，研究适应新能源大规模发展的大容量、长寿命、长时间新型储能技术，加强混合储能技术研究和示范应用，满足新型电力系统对调节速度、时长、功率、能量的不同需求。

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