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根據(jù)國家能源局數(shù)據(jù)，2020年風、光新增裝機以120GW創(chuàng)歷史新高。截至2020年底，我國風電、光伏并網(wǎng)裝機分別達到2.8億千瓦、2.5億千瓦。且在國家“30·60”碳減排的宏觀背景下，新能源裝機仍舊充滿想象空間。

然而，隨著光伏、風電在整個電力系統(tǒng)中滲透率不斷提高，新能源如何適配電網(wǎng)成為重中之重。其中，儲能的重要性不言而喻。

由此，“十四五”開端，山西、寧夏、青海、內(nèi)蒙古、貴州等多個省份發(fā)布新能源配置儲能方案，光伏+儲能也將成為未來光伏電站開發(fā)的主流模式。

但是，需要注意的是，當下儲能的經(jīng)濟性仍未完善，而光伏電站配置儲能的硬性要求必然給開發(fā)業(yè)主帶來額外的成本增加。據(jù)業(yè)內(nèi)人士核算，目前，雖然儲能EPC中標單價比2020年初下降了23%，但按光伏項目裝機規(guī)模20%、儲能時間2小時計算，配套儲能將導致企業(yè)初始投資成本提高8%-10%。

1、山西大同

1月13日，山西省大同市人民政府發(fā)布《大同市關于支持和推動儲能產(chǎn)業(yè)高質(zhì)量發(fā)展的實施意見》，其中指出，“十四五”期間，大同市增量新能源項目全部配置儲能設施，配置比例不低于5%;存量新能源項目鼓勵企業(yè)分期適量配置，優(yōu)先對微電網(wǎng)、增量配電、獨立園區(qū)等具備條件的用戶配置。同時文件還指定儲能產(chǎn)品的起點標準要達到單體電芯容量280Ah及以上，循環(huán)壽命≥8000次(25℃，0.5C充放，容量>80%)。

2、寧夏

1月11日，寧夏自治區(qū)發(fā)改委《關于加快促進自治區(qū)儲能健康有序發(fā)展的指導意見（征求意見稿）》明確指出要在新能源富集的寧東、吳忠、中衛(wèi)地區(qū)先行開展儲能設施建設。建設“新能源+儲能”示范應用項目，并在全區(qū)推廣應用；“十四五”期間，新能源項目儲能配置比例不低于10%、連續(xù)儲能時長2小時以上。原則上新增項目儲能設施與新能源項目同步投運，存量項目在2021年底前完成儲能設施投運。從2021年起，對于達到以上要求的新增新能源企業(yè)，在同等條件下優(yōu)先獲得風光資源開發(fā)權(quán)；對于達到以上要求的儲能項目，支持參與電力輔助服務市場。

3、青海

1月18日，青海省發(fā)布《關于印發(fā)支持儲能產(chǎn)業(yè)發(fā)展若干措施（試行）的通知》，試行稿明確要積極推進儲能和可再生能源協(xié)同發(fā)展，實行“新能源+儲能”一體化開發(fā)模式。新建新能源項目配置儲能設備比例不低于10%、儲能時長2小時以上。并對儲能配比高、時間長的一體化項目給予優(yōu)先支持。實行“水電+新能源+儲能”協(xié)同發(fā)展模式，新建、新投運水電站同步配置新能源和儲能系統(tǒng)，使新增水電與新能源、儲能容量配比達到1：2：0.2，實現(xiàn)就地平衡。

此外，試行稿明確，對"新能源＋儲能”、"水電＋新能源 + 儲能”項目中自發(fā)自儲設施所發(fā)售的省內(nèi)電網(wǎng)電量，給予每千瓦時0.10元運營補貼，經(jīng)省工業(yè)和信息化廳認定使用本省產(chǎn)儲能電池60%以上的項目，再增加每千瓦時0.05元補貼，補貼對象為2021、2022年投產(chǎn)的電化學儲能項目，補貼時限暫定為2021年1月1日至 2022年12月31日。

4、內(nèi)蒙古

1月25日，內(nèi)蒙古自治區(qū)能源局印發(fā)《內(nèi)蒙古自治區(qū)可再生能源電力消納保障實施方案》，《方案》要求大力發(fā)展新能源，進一步增加可再生能源電力消納能力，到2025年，全區(qū)可再生能源電力總量消納責任權(quán)重力爭達到25%以上，推動自治區(qū)可再生能源高質(zhì)量發(fā)展。在對該區(qū)可再生能源電力消納保障措施中指出：自治區(qū)能源局會同自治區(qū)工信廳督促各市場主體，通過配套儲能設施、可調(diào)節(jié)負荷、自備機組參與調(diào)峰、火電靈活性改造等措施，提升可再生能源電力消納能力。負荷調(diào)節(jié)電量、自備機組調(diào)峰電量、儲能項目在接受電網(wǎng)統(tǒng)一調(diào)度運行管理下所發(fā)電量、風電供暖項目所用電量，全部認定為消納可再生能源電量。

5、貴州

2020年11月24日，貴州省能源局發(fā)文要求各市(州)上報2021年光伏發(fā)電項目計劃，文件要求；申報項目為集中式光伏電站，單個項目不限規(guī)模。項目選址不能與基本農(nóng)田、自然保護地、生態(tài)紅線等重疊，要具備送出消納能力，經(jīng)濟上可行。鼓勵風光互補、火光互補、水光互補等聯(lián)合送出，鼓勵區(qū)域內(nèi)多家項目單位多個項目打捆聯(lián)合送出，提升消納能力;鼓勵農(nóng)光互補、林光互補、漁光互補等項目融合開發(fā)，鼓勵光伏開展石漠化治理、采煤沉陷區(qū)治理，充分利用各種邊坡、邊溝、灰場、填埋場等，充分挖掘土地利用空間。鼓勵項目配置向我省引進光伏上下游產(chǎn)業(yè)鏈企業(yè)傾斜，對2020年光伏競價項目在2020年12月30日不具備并網(wǎng)條件的項目單位的申報項目不納入計劃;對光伏項目建設不夠支持、企業(yè)辦理手續(xù)難、土地成本嚴重高于我省平均水平等的地區(qū)項目不納入計劃。在送出消納受限區(qū)域，計劃項目需配備10%的儲能設施。

6、湖南

2020年12月底，湖南因電力負荷大增而采取限電措施登上熱搜。隨后國網(wǎng)湖南省電力有限公司表示，“十四五”期間，全省電力部門將從電源、電網(wǎng)、儲能建設和轉(zhuǎn)移負荷等多方面綜合施策，以確保全省經(jīng)濟社會發(fā)展得到堅實的能源支持。

其中新能源建設方面，加快推進“新能源+儲能”模式，對新增風電按照裝機容量20%配置儲能，新增光伏按照裝機容量10%配置儲能，緩解全省電力供需矛盾。

7、山東

2021年2月19日，山東省能源局印發(fā)《2021年全省能源工作指導意見》，其中提出，建立獨立儲能共享和儲能優(yōu)先參與調(diào)峰調(diào)度機制，新能源場站原則上配置不低于10%儲能設施。全省新型儲能設施規(guī)模達到20萬千瓦左右。

在電源側(cè)，重點推動萊州土山昊陽“光伏+儲能”、國能蓬萊電廠熱儲能、華能黃臺電廠電化學儲能等項目建設；在電網(wǎng)側(cè)，加快推動沂蒙、文登、濰坊和泰安二期抽水蓄能電站建設；在用戶側(cè)，重點推動煤炭領域“儲能 +”應急電源、電力需求響應等場景示范應用，建成1-2個示范工程。

8、陜西

3月10日，陜西省能源局印發(fā)《關于促進陜西省可再生能源高質(zhì)量發(fā)展的意見》（征求意見稿），就碳達峰、碳中和目標下，高質(zhì)量促進可再生能源發(fā)展提出指導性意見。

根據(jù)文件，從2021年起，關中、陜北新增10萬千瓦（含）以上集中式風電、光伏發(fā)電項目按照不低于裝機容量10%配置儲能設施，其中榆林地區(qū)不低于20%，新增項目儲能設施按連續(xù)儲能時長2小時以上，儲能系統(tǒng)滿足10年（5000次循環(huán)）以上工作壽命，系統(tǒng)容量10年衰減率不超過20%標準進行建設，且須與發(fā)電項目同步投運。鼓勵地方政府或大型企業(yè)牽頭在升壓站附近配置集中式儲能電站。

9、貴州

3月5日，貴州省能源局印發(fā)《貴州省風電光伏發(fā)電項目管理暫行辦法》（征求意見稿），為實現(xiàn)風電、光伏發(fā)電高質(zhì)量發(fā)展，壯大產(chǎn)業(yè)規(guī)模，促進產(chǎn)業(yè)健康有序發(fā)展提出指導性意見。

根據(jù)文件要求，為滿足電網(wǎng)安全穩(wěn)定運行及調(diào)峰需要，已投產(chǎn)的風電、光伏發(fā)電項目應在投產(chǎn)一年內(nèi)配套儲能；新建的風電、光伏發(fā)電項目應按照“同步規(guī)劃、同步設計、同步建設、同步投產(chǎn)”的原則配套儲能；儲能建設規(guī)模不應低于電網(wǎng)測算建議配置的規(guī)模；對自建儲能困難的企業(yè)可購買同等容量的儲能服務。

在管理辦法方面，貴州省能源局將統(tǒng)籌全省風電、光伏發(fā)電項目開發(fā)建設管理，并建立全省風電、光伏發(fā)電項目庫，未列入規(guī)劃項目庫的風電、光伏發(fā)電項目，原則上不得核準（備案）。需要重點強調(diào)的是，工商業(yè)分布式光伏發(fā)電項目規(guī)模須納入省級年度計劃，備案前需落實屋面、電網(wǎng)接入條件并配備一定比例儲能。

事實上，從2020年開始，地方各省對于光伏等新能源項目配置儲能的政策支持力度已逐漸加強。光伏配儲將漸成趨勢。 

原標題：光伏+儲能！九省已要求強制配備