目前根据国家能源局下发的《关于2020年风电、光伏发电项目建设有关事项的通知》，多个省份陆续发布了2020年风电、光伏发电建设方案和申报要求，与往年不同，河南、内蒙、辽宁、湖南等省份均提出了优先支持配置储能的新能源发电项目。2017年，青海省发改委曾发文要求列入规划的风电项目配置10%比例储能设施，该政策发布后引起较大争议，执行未达预期。随着我国新能源发展迈上新台阶，电源结构、电网运行、电价水平均发生了深刻变化，新能源发电配置储能将面临新的环境。
目前根据国家能源局下发的《关于2020年风电、光伏发电项目建设有关事项的通知》，多个省份陆续发布了2020年风电、光伏发电建设方案和申报要求，与往年不同，河南、内蒙、辽宁、湖南等省份均提出了优先支持配置储能的新能源发电项目。当前，我国新能源发电即将迎来平价上网，以锂离子电池为代表的电化学储能成本逐年下降，电力市场化改革持续推进，多种因素交织在一起，新能源场站配置储能面临新的环境，需要重新认识新能源配置储能问题。
1、新能源配置储能的驱动因素
“十四五”新能源发展面临的消纳矛盾更加突出，为提高新能源发电利用率，降低弃电损失，提高新能源涉网性能，多个省份对储能寄予厚望。
新能源发电装机规模持续提升，系统调峰资源日趋紧张。截止到2019年底，国家电网公司经营区内有21个省份新能源发电成为第一、二大电源。为实现2020年和2030年非化石能源分别占一次能源消费比重15%和20%的目标，壮大清洁能源产业，保持风电、光伏装机规模持续较快增长是“十四五”规划的重要目标和任务。为适应能源转型和促进地方产业发展的需要，各省发展新能源的意愿依然强烈，“十四五”期间，我国新能源发电预计仍将保持“十三五”时期快速发展态势。电力平衡难度加大，电力系统调峰能力不足已不是个别省份、局部地区的现象，弃电已成为经济性问题。
高比例新能源并网，给电力系统安全稳定运行带来全新挑战。高比例新能源并网导致系统转动惯量下降，当系统大额功率缺失和频率波动时，极易导致新能源机组大规模脱网，引发连锁故障。高比例新能源并网除频率、电压耐受问题，还存在宽频带的次同步振荡问题，危及火电机组及主网安全，该类问题在新疆、甘肃等陆上风电富集地区更为显著。根据最新发布的《电力系统安全稳定导则》（GB38755-2019），电源均应具备一次调频、快速调压、调峰能力的需要。一些省份依据导则对新能源场站提出一次调频改造的要求，配置储能成为新能源场站满足涉网性能要求的解决方案之一。
2、新能源配置储能的原则
光伏发电配置储能的效益要优于风电配置储能。受容量配置规模限制，连续无风或大风天气可能限制储能作用的发挥。一般电化学储能满功率连续充放电时间在1~4小时之间，可有效应对新能源日内波动，但若出现长时间无风或大风等极端天气，储能利用效率可能受到较大限制。通过对西北电网新能源历史出力特性统计分析得出，单一省份极端无风天气最大持续时间达6天，频次最高达3次/年，若联网规模缩小至单个风力发电场，极端无风或持续大风天气可持续数周。风电大发时通常在晚上或夜间，此时负荷较低，与风电消纳匹配性较差，同时“三北”地区供暖季还存在“以热定电”的另一重矛盾，火电机组调峰能力受限，因此储能需要配置更大的容量。与风电相比，光伏发电出力的规律性更，储能可实现定期充放，利用率相对较高；同时光伏发电输出功率较高的时候也是用电高峰的白天，与负荷匹配度较好，只需要配置较小容量的储能。
新能源汇集区配置储能要优于各个新能源场站配置储能。一方面，新能源汇集区配置储能所需的容量要显著小于各新能源场站单独配置储能所需容量之和。从统计规律上看，风光具有互补特性，各新能源场站出力的随机性通过相互叠加能够达到此消彼长的作用，一定程度上降低了峰谷差。另一方面，新能源汇集区配置储能的经济效益要显著好于新能源场站单独配置储能。新能源汇集区配置储能可实现系统级调峰，各个新能源场站均可共享，大大提高了储能设施利用率，同时，由于配置在升压站外，不存在新能源补贴等计量方面的问题，交易和结算边界清晰。
按新能源装机容量比例配置储能的一刀切做法有待商榷。从目前政策来看，部分省份提出按新能源发电项目的装机容量比例配置储能，配置比例在5%~20%之间。由于各地新能源发展规模、电网结构，调峰资源缺口程度有所不同，在新能源场站无差异化地配置储能有可能降低设备利用效率，增加项目总体成本，需要根据新能源场站配置储能的功能定位，合理配置，并非越大越好。
