回顧2020年，安徽、河南、新疆等地出臺規定，按照新能源規模的比例和時間配置儲能，配置方式較為簡單粗放，一般在并網點內按照5%-20%的比例配置儲能，配置時間一般1-2小時。各地對于配置比例和時間的方式并未經過詳細的測算，同時對于儲能的技術參數也未提出細致化要求，導致儲能實際應用效果存疑。

例如對于儲能的配置規模，由于新能源側配置儲能缺乏合理的價值疏導機制，很多地區僅僅是為了滿足并網的需要，新能源業主出于成本考慮按照電芯的能量進行配置，也是去年很多新能源側儲能中標價格極低的因素之一。在考慮充放電過程的損耗，并網點輸出功率和能量遠達不到項目備案的功率和能量。同時政策對儲能的充放電次數、衰減率等參數也未提出要求，很多項目為了配而配，儲能成為新能源并網的一個“花瓶”，并未發揮出“新能源+儲能”對電網的協同支撐。

今年以來，各地關于風電、光伏發電開發建設項目配置儲能的方式進行了差異化和細致化的規定，編者對部分地區配置儲能相關文件的梳理，詳見下表。

通過梳理可以看出以下幾個特征。

首先，對于風電、光伏非保障性并網項目，是否配置儲能成為新能源項目能否落地的先決條件，配置儲能可以讓新能源項目具有“優先權”；其次，各地普遍提出企業可以自建、合建共享或購買服務配置電化學儲能，由于大型集中式共享儲能具有綜合成本低、集約化建設運維、便于調度管理等優勢，建設集中式共享儲能電站滿足新能源并網成為當前的趨勢，也引發今年來大型儲能電站的爆發式增長，詳見前文“助力雙碳，總結大型儲能爆發的七點因素”；再次，各地對儲能配置比例和時間也不再“一刀切”，而是根據各地區不同分區的新能源消納形式進行差異化配置，例如江蘇由于長江以北新能源消納形式更為嚴峻，針對光伏配置儲能按照長江南8%的比例、長江北10%的比例進行要求；最后，普遍對電化學儲能的技術參數提出要求，對儲能的充放電次數、放電深度、衰減率、電站可用率、應用策略等參數提出具體的要求，吸取去年新能源側配置儲能存在的部分問題，約束各個廠站儲能配置的要求，保證公平性，也讓儲能真正對電網發揮支撐作用。

此外，也要看到當前新能源側儲能配置仍不完善的地方，各個地區配置儲能的維度仍有較大差異，例如部分地區僅僅規定循環使用次數，但未對運行溫度、運行方式、放電深度、能量保持率等指標提出要求，在不同的條件下循環使用次數千差萬別。因此，對儲能配置需要提出更細致的技術參數要求，并對相關指標的考核方法提出具體要求。