8月10日，國家發改委官網發布消息，國家發改委、國家能源局發布關于鼓勵可再生能源發電企業自建或購買調峰能力增加并網規模的通知。
此文以鼓勵的形式希望發電企業自建或購買調峰能力，隨著可再生能源并網量的增加，為了保證用電安全穩定，不論是發電企業、乃至輸配電企業都將有責任在關鍵時候釋放電能，調峰保供，這也就意味著未來，新能源項目的并網量將和配儲量掛鉤，文件多處均有提及，我們可以預測，現在對可再生能源發電企業是沒有約束性的鼓勵，未來只有解決儲能的問題，才可能上網，在一個區域內相應規模的可再生能源并網必須配套對應的儲能，未來儲能的建設市場即將打開，儲能的價值將在平抑可再生能源波動性以及保障綠電上網的過程中，得到體現。
比如文中指出對按規定比例要求配建儲能或調峰能力的可再生能源發電企業，經電網企業按程序認定后，可安排相應裝機并網。
為鼓勵發電企業市場化參與調峰資源建設，超過電網企業保障性并網以外的規模初期按照功率15%的掛鉤比例（時長4小時以上）配建調峰能力，按照20%以上掛鉤比例進行配建的優先并網。
通過優先引導可再生能源發電企業配建或解決儲能能力，這也是以新能源為主體的可再生系統的關鍵。
以下為文件原文
國家發展改革委 國家能源局關于鼓勵可再生能源
發電企業自建或購買調峰能力
增加并網規模的通知
發改運行〔2021〕1138號
各省、自治區、直轄市發展改革委、經信委（工信委、工信廳）、能源局，北京市城市管理委員會，國家電網有限公司、中國南方電網有限責任公司，中國華能集團有限公司、中國大唐集團有限公司、中國華電集團有限公司、國家電力投資集團有限公司、國家能源投資集團有限責任公司、國家開發投資集團有限公司、華潤集團有限公司：
為努力實現應對氣候變化自主貢獻目標，促進風電、太陽能發電等可再生能源大力發展和充分消納，依據可再生能源相關法律法規和政策的規定，按照能源產供儲銷體系建設和可再生能源消納的相關要求，在電網企業承擔可再生能源保障性并網責任的基礎上，鼓勵發電企業通過自建或購買調峰儲能能力的方式，增加可再生能源發電裝機并網規模，現通知如下：
一、充分認識提高可再生能源并網規模的重要性和緊迫性
近年來，我國可再生能源迅猛發展，但電力系統靈活性不足、調節能力不夠等短板和問題突出，制約更高比例和更大規模可再生能源發展。未來我國實現2030年前碳達峰和努力爭取2060年前碳中和的目標任務艱巨，需要付出艱苦卓絕的努力。實現碳達峰關鍵在促進可再生能源發展，促進可再生能源發展關鍵在于消納，保障可再生能源消納關鍵在于電網接入、調峰和儲能。各地、各有關電力企業要充分認識可再生能源發展和消納的同等重要意義，高度重視可再生能源并網工作，將可再生能源發展、并網、消納同步研究、同步推進，確保2030年前碳達峰、2060年前碳中和目標如期實現。
二、引導市場主體多渠道增加可再生能源并網規模
（一）多渠道增加可再生能源并網消納能力。電網企業要切實承擔電網建設發展和可再生能源并網消納的主體責任，統籌調峰能力建設和資源利用，每年新增的并網消納規模中，電網企業應承擔主要責任，電源企業適當承擔可再生能源并網消納責任。隨著新能源發電技術進步、效率提高，以及系統調峰成本的下降，將電網企業承擔的消納規模和比例有序調減。
（二）鼓勵發電企業自建儲能或調峰能力增加并網規模。在電網企業承擔風電和太陽能發電等可再生能源保障性并網責任以外，仍有投資建設意愿的可再生能源發電企業，鼓勵在自愿的前提下自建儲能或調峰資源增加并網規模。對按規定比例要求配建儲能或調峰能力的可再生能源發電企業，經電網企業按程序認定后，可安排相應裝機并網。
（三）允許發電企業購買儲能或調峰能力增加并網規模。在電網企業承擔風電和太陽能發電等可再生能源保障性并網責任以外，仍有投資建設意愿的可再生能源發電企業，可通過與調峰資源市場主體進行市場化交易的方式承擔調峰責任，以增加可再生能源發電裝機并網規模。鼓勵可再生能源發電企業與新增抽水蓄能和儲能電站等簽訂新增消納能力的協議或合同，明確市場化調峰資源的建設、運營等責任義務。簽訂儲能或調峰能力合同的可再生能源發電企業，經電網企業按程序認定后，可安排相應裝機并網。
（四）鼓勵多渠道增加調峰資源。承擔可再生能源消納對應的調峰資源，包括抽水蓄能電站、化學儲能等新型儲能、氣電、光熱電站、靈活性制造改造的煤電。以上調峰資源不包括已列為應急備用和調峰電源的資源。
三、自建合建調峰和儲能能力的確認與管理
（一）自建調峰資源方式掛鉤比例要求。自建調峰資源指發電企業按全資比例建設抽水蓄能、化學儲能電站、氣電、光熱電站或開展煤電靈活性改造。為鼓勵發電企業市場化參與調峰資源建設，超過電網企業保障性并網以外的規模初期按照功率15%的掛鉤比例（時長4小時以上，下同）配建調峰能力，按照20%以上掛鉤比例進行配建的優先并網。配建比例2022年后根據情況適時調整，每年公布一次。各省級主管部門組織電網企業或第三方技術機構對項目調峰能力措施和效果進行評估確認后，可結合實際情況對掛鉤比例進行適當調整。
（二）合建調峰資源方式掛鉤比例要求。合建調峰資源指發電企業按一定出資比例與其他市場主體聯合建設抽水蓄能、化學儲能電站、氣電、光熱電站或開展煤電靈活性改造。合建調峰資源完成后，可按照自建調峰資源方式掛鉤比例乘以出資比例配建可再生能源發電。為鼓勵發電企業積極參與自建調峰資源，初期可以適當高于出資比例進行配建。
（三）自建合建調峰和儲能能力確定。自建合建調峰和儲能能力按照“企業承諾、政府備案、過程核查、假一罰二”的原則進行確定。主動自建合建調峰和儲能能力的發電企業，自行提供調峰和儲能項目建設證明材料，對項目基本情況、調峰能力、投產時間等作出明確承諾，提交省級政府主管部門備案；實施過程中省級主管部門委托電網企業或第三方機構對企業自建合建項目進行全面核查或抽查，對于發現未按承諾履行建設責任的企業，在計算調峰能力時按照未完成容量的2倍予以扣除；相關企業要限期整改，未按期整改的企業不得參與下年度可再生能源市場化并網。
（四）加強自建合建調峰和儲能項目運行管理。自建合建調峰和儲能項目建成投運后，企業可選擇自主運營項目或交由本地電網企業調度管理。對于發電企業自主運營的調峰和儲能項目，可作為獨立市場主體參與電力市場，按照國家相關政策獲取收益；對于交由電網企業調度管理的調峰和儲能項目，電網調度機構根據電網調峰需要對相關項目開展調度管理，項目按相關價格政策獲取收益。為保證項目調峰和儲能能力可用性，電網調度機構不定期對相關項目開展調度測試。
四、購買調峰與儲能能力的確認與管理
（一）購買調峰資源主要方式。購買調峰資源指發電企業通過市場交易的方式向抽水蓄能、化學儲能電站、氣電、光熱電站或開展靈活性改造的火電等市場主體購買調峰能力，包括購買調峰儲能項目和購買調峰儲能服務兩種方式。為保證發電企業購買的調峰資源不占用電網企業統籌負責的系統消納能力，被購買的主體僅限于本年度新建的調峰資源。
（二）購買調峰資源掛鉤比例要求。超過電網企業保障性并網以外的規模初期按照15%的掛鉤比例購買調峰能力，鼓勵按照20%以上掛鉤比例購買。購買比例2022年后根據情況適時調整，每年度公布一次。各省級主管部門組織電網企業或第三方技術機構對項目調峰能力措施和效果進行評估確認后，可結合實際情況對掛鉤比例進行適當調整。
（三）購買調峰和儲能能力確定。購買調峰和儲能項目由買方企業向省級政府主管部門作出承諾并提供購買合同，根據購買合同中簽訂的調峰能力進行確定。實施過程中買方企業負責督促賣方企業保證項目落實到位，省級政府主管部門委托電網企業或第三方機構對購買合同中的項目進行全面核查或抽查，對于發現未按承諾履行建設責任的企業，在計算調峰能力時按照未完成容量的2倍予以扣除；相關企業要限期整改，未按期整改的企業不得參與下年度可再生能源市場化并網。
（四）加強購買調峰和儲能項目運行管理。購買調峰和儲能項目建成投運后，對于購買調峰儲能項目的，視同企業自建項目進行運行管理；對于購買調峰儲能服務的，發電企業與調峰儲能項目企業簽訂調峰服務綁定協議或合同，約定雙方權責和收益分配方式，鼓勵簽訂10年以上的長期協議或合同。為保證項目調峰和儲能能力可用性，電網調度機構不定期對相關項目開展調度測試。
五、自建或購買調峰與儲能能力的數量標準與動態調整
（一）抽水蓄能、電化學儲能和光熱電站調峰能力認定。抽水蓄能電站、電化學儲能和光熱電站，按照裝機規模認定調峰能力。
（二）氣電調峰能力認定。氣電按照機組設計出力認定調峰能力，對于因氣源、天氣等原因導致發電出力受限的情況，按照實際最大出力認定調峰能力。
（三）煤電靈活性制造改造調峰能力認定。靈活性制造改造的煤電機組，按照制造改造可調出力范圍與改造前可調出力或者平均可調出力范圍的差值認定調峰能力。
（四）統籌安排發電和調峰項目建設投產時序。考慮新建調峰資源項目的建設周期，各地在安排發電項目時要做到與新增調峰項目同步建成、同步并網。調峰儲能配建比例按可再生能源發電項目核準（備案）當年標準執行。
（五）建立調峰與儲能能力標準和配建比例動態調整機制。隨著可再生能源并網規模和比例的不斷擴大，以及調峰儲能技術進步和成本下降，各地要統籌處理好企業積極性和系統調峰需求的關系，可結合本地實際情況對調峰與儲能能力標準和配建比例進行動態調整。
六、調峰和儲能交易機制的運行與監管
（一）未用完的調峰資源可交易至其他市場主體。通過自建或合建方式落實調峰資源的發電企業，如果當年配建的可再生能源發電規模低于規定比例，不允許結轉至下年繼續使用，可通過市場化方式交易給其他發電企業。
（二）指標交易需在省內統籌。為保證新增調峰能力切實發揮促進可再生能源消納作用，發電企業在自建、共建、購買調峰資源以及開展調峰資源指標交易過程中，均在本省（區、市）范圍內進行統籌。
（三）加強運行監管。各地政府主管部門會同電網企業，對發電企業承諾自建、共建或購買調峰項目加強監管，項目投產后調度機構不定期按照企業承諾的調峰能力開展調度運行，確保調峰能力真實可信可操作，對于虛假承諾調峰能力的企業，取消下年度自行承擔可再生能源消納責任資格。
七、保障措施
（一）加強組織領導。國家發展改革委、國家能源局統籌推進全國可再生能源發電企業自建或購買調峰能力增加并網規模相關工作，全面跟蹤各地、各企業落實進展，協調解決推進中的重大問題。各省（自治區、直轄市）發展改革委、能源局會同省級相關部門結合本地電力發展實際，推動本地發電企業自行承擔可再生能源消納責任相關工作，與電網企業保障性并網、應急備用和調峰機組建設工作做好有效銜接，避免項目重復計入。
（二）電網企業切實發揮監督和并網責任。國家電網公司、南方電網公司要組織好各地電網企業，配合地方政府主管部門加強對發電企業自建共建和購買調峰儲能項目的有效監督，保證各項目順利推進和真實可用。對于按要求完成調峰儲能能力建設的企業，要認真做好相應匹配規模新能源并網接入工作。
（三）健全完善獎懲和評估機制。國家發展改革委、國家能源局將健全完善獎懲和評估機制，對可再生能源發電企業自建或購買調峰能力增加并網規模工作進展成效顯著的地區進行表揚，對工作進展滯后的地區進行約談；在工作推進過程中，將適時采取第三方評估等方式，對各地可再生能源發電企業自建或購買調峰能力增加并網規模工作開展全面評估。
國家發展改革委
國 家 能 源 局
2021年7月29日
國家發展改革委能源研究所研究員 時璟麗 老師對此文件的解決是這樣的：
今天，《國家發展改革委 國家能源局關于鼓勵可再生能源發電企業自建或購買調峰能力增加并網規模的通知（發改運行〔2021〕1138號）》文件正式官網公布，以市場化機制引導市場主體多渠道增加可再生能源并網規模，明確可再生能源發電企業可通過自建、合建、購買調峰和儲能能力來增加可再生能源并網規模，提出確認、管理、運行等有關規定。為確保實現2030年前碳達峰、2060年前碳中和目標，構建以新能源為主體的新型電力系統，必須提前安排，同步推進可再生能源電力的發展、并網和消納，這一政策作為實現目標的長效的重要的措施之一，對于保障風光等可再生能源大規模、高比例、高質量、市場化發展將起到積極作用。
提升可再生能源并網消納能力，需要多方持續發力增加電力系統靈活性。近年來我國可再生能源電力蓬勃發展，非水可再生能源發電量在全社會用電量中的比重從2015年的5.0%提升到2020年的11.4%，為能源供應清潔轉型做出了貢獻，為實現雙碳目標打下了堅實基礎。隨著風電、光伏發電（以下簡稱“風光”）等波動性可再生能源在電力系統中滲透率快速增加，加之今后風光要實現倍增、跨越式發展，風光消納、電力系統運行和管理將面臨愈加嚴峻的挑戰。2020年風光電量在全國全社會用電量中的比重已達9.7%，一些可再生能源發展好的省份和地區比重更高，在可再生能源消納方面既是國內標桿，也在國際領先，“三北”地區典型如青海，風光發電量在其全部發電量占比為26%，風光實際消納量在其全社會用電量占比為24%，東中部和南方地區典型如浙江海寧市，2021年上半年光伏發電裝機與當地最低和最高用電負荷的比值分別為95%和29%。在全國范圍內尤其是可再生能源占比較高的地區繼續提升風光在電力系統中的滲透率，必須在電源側、電網側、用戶側各方都采取有效措施，通過合理配置調峰和儲能設施、推進火電靈活性改造、加快電網基礎設施建設、發揮需求側響應作用、加強網源荷儲銜接等方式，持續提升電力系統靈活性，增加系統調節能力。
多渠道配置調峰等資源，有效增加風光并網規模。今年開始我國對新核準風電和新備案光伏發電項目實施新的項目建設管理政策，即并網多元保障機制，新安排項目分為兩類，一是各省份完成年度非水電最低消納責任權重所必需的新增并網項目為保障性并網項目，電網企業作為承擔可再生能源并網消納的主體，需要在每年新增的并網消納規模中承擔主要責任，因此這類項目由電網企業實行保障性并網；二是在保障性并網范圍以外仍有意愿并網的項目為市場化并網項目，根據政策，鼓勵和允許發電企業通過自建、合建、購買儲能或調峰能力來落實并網條件，在滿足并網條件規定要求情況下，這些市場化并網項目（即增加的風光發電裝機規模）由電網企業予以并網。符合政策的電源側配置調峰資源涵蓋了當前技術產業成熟、達到商業化應用的多種技術類型，包括抽水蓄能電站、化學儲能等新型儲能、燃氣發電、光熱電站、靈活性改造后的煤電，但之前已被列為應急備用和調峰電源的不算在內。
合理量化可再生能源發電企業自建、合建、購買調峰和儲能能力的掛鉤比例。市場化并網的新增風光項目，適宜配置多大規模的調峰和儲能，既要從技術和經濟性考慮，也要從電源本身情況和所在電力系統考量，影響因素是多維且相互關聯的，電源形式及出力特性、調峰資源技術類型及出力特性、所在電力系統網源荷特征等都影響調峰能力配置需求，且后者隨新型電力系統建設的進程而動態變化，還要統籌處理好發電企業積極性和系統調峰需求的關系。因此，政策規定了調峰和儲能能力的掛鉤比例的量化標準，并提出建立動態調整機制，即一是2022年后國家對配建比例可根據情況適時調整，每年公布一次，二是各省份在充分評估的基礎上，可結合地方實際對調峰和儲能認定能力標準及配建比例進行適當的動態調整。實施之初采用全國統一標準和配建比例，對不同資源明確了調峰能力認定標準，如對抽水蓄能、電化學儲能、光熱電站實行按照裝機容量認定調峰能力，市場化并網的新增風光項目的調峰配建比例低限為“時長4小時*功率15%的掛鉤比例”，掛鉤比例超過20%的可優先并網。
以市場化方式實現新增市場化并網風光項目與調峰和儲能能力的配置。配置何種類型的調峰資源、在自建、合建、購買中采用哪種方式、配置容量多少（至少達到基本要求）等均由發電企業通過市場化方式自主決定和選擇。在方式選擇上，目前政策更鼓勵企業在自愿前提下采用自建、合建方式，如規定，初期可以按照適當高出出資比例所對應的裝機容量來配建風光發電。需要注意的一點是，新增市場化并網的風光項目與所配置的調峰和儲能能力應同步建成和同步并網，配建調峰和儲能能力只適用于當年，如果未用完，剩余量也不能結轉到下一年用于配建風光項目，但可以在當年通過市場化方式交易至其他有需求的發電企業。政策要求自建、合建、購買、交易調峰資源與配建的風光項目，均要在同一省份范圍內，并通過加強運行監管、不定期按照企業承諾的調峰能力開展調度運行、完善獎懲和評估機制等措施，真正發揮省內配置調峰資源增加本省份可再生能源并網規模、提高保障風光利用率、提升本地可再生能源占比、推進能源清潔轉型和實現雙碳目標的作用。
各地出臺的光伏配儲文件：
“十四五”開端，山西、寧夏、青海、內蒙古、貴州、河南等多個省份發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的主流模式。
但是，需要注意的是，當下儲能的經濟性仍未完善，而光伏電站配置儲能的硬性要求必然給開發業主帶來額外的成本增加。據業內人士核算，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模20%、儲能時間2小時計算，配套儲能將導致企業初始投資成本提高8%-10%。
1、山西大同
1月13日，山西省大同市人民政府發布《大同市關于支持和推動儲能產業高質量發展的實施意見》，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分期適量配置，優先對微電網、增量配電、獨立園區等具備條件的用戶配置。同時文件還指定儲能產品的起點標準要達到單體電芯容量280Ah及以上，循環壽命≥8000次(25℃，0.5C充放，容量>80%)。
2、寧夏
1月11日，寧夏自治區發改委《關于加快促進自治區儲能健康有序發展的指導意見（征求意見稿）》明確指出要在新能源富集的寧東、吳忠、中衛地區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，在同等條件下優先獲得風光資源開發權；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，青海省發布《關于印發支持儲能產業發展若干措施（試行）的通知》，試行稿明確要積極推進儲能和可再生能源協同發展，實行“新能源+儲能”一體化開發模式。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先支持。實行“水電+新能源+儲能”協同發展模式，新建、新投運水電站同步配置新能源和儲能系統，使新增水電與新能源、儲能容量配比達到1：2：0.2，實現就地平衡。
此外，試行稿明確，對"新能源＋儲能”、"水電＋新能源 + 儲能”項目中自發自儲設施所發售的省內電網電量，給予每千瓦時0.10元運營補貼，經省工業和信息化廳認定使用本省產儲能電池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、內蒙古
1月25日，內蒙古自治區能源局印發《內蒙古自治區可再生能源電力消納保障實施方案》，《方案》要求大力發展新能源，進一步增加可再生能源電力消納能力，到2025年，全區可再生能源電力總量消納責任權重力爭達到25%以上，推動自治區可再生能源高質量發展。在對該區可再生能源電力消納保障措施中指出：自治區能源局會同自治區工信廳督促各市場主體，通過配套儲能設施、可調節負荷、自備機組參與調峰、火電靈活性改造等措施，提升可再生能源電力消納能力。負荷調節電量、自備機組調峰電量、儲能項目在接受電網統一調度運行管理下所發電量、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，貴州省能源局發文要求各市(州)上報2021年光伏發電項目計劃，文件要求；申報項目為集中式光伏電站，單個項目不限規模。項目選址不能與基本農田、自然保護地、生態紅線等重疊，要具備送出消納能力，經濟上可行。鼓勵風光互補、火光互補、水光互補等聯合送出，鼓勵區域內多家項目單位多個項目打捆聯合送出，提升消納能力;鼓勵農光互補、林光互補、漁光互補等項目融合開發，鼓勵光伏開展石漠化治理、采煤沉陷區治理，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業鏈企業傾斜，對2020年光伏競價項目在2020年12月30日不具備并網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、企業辦理手續難、土地成本嚴重高于我省平均水平等的地區項目不納入計劃。在送出消納受限區域，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、儲能建設和轉移負荷等多方面綜合施策，以確保全省經濟社會發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《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先參與調峰調度機制，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模達到20萬千瓦左右。
在電源側，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；在電網側，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，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《關于促進陜西省可再生能源高質量發展的意見》（征求意見稿），就碳達峰、碳中和目標下，高質量促進可再生能源發展提出指導性意見。
根據文件，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，其中榆林地區不低于20%，新增項目儲能設施按連續儲能時長2小時以上，儲能系統滿足10年（5000次循環）以上工作壽命，系統容量10年衰減率不超過20%標準進行建設，且須與發電項目同步投運。鼓勵地方政府或大型企業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《貴州省風電光伏發電項目管理暫行辦法》（征求意見稿），為實現風電、光伏發電高質量發展，壯大產業規模，促進產業健康有序發展提出指導性意見。
根據文件要求，為滿足電網安全穩定運行及調峰需要，已投產的風電、光伏發電項目應在投產一年內配套儲能；新建的風電、光伏發電項目應按照“同步規劃、同步設計、同步建設、同步投產”的原則配套儲能；儲能建設規模不應低于電網測算建議配置的規模；對自建儲能困難的企業可購買同等容量的儲能服務。
在管理辦法方面，貴州省能源局將統籌全省風電、光伏發電項目開發建設管理，并建立全省風電、光伏發電項目庫，未列入規劃項目庫的風電、光伏發電項目，原則上不得核準（備案）。需要重點強調的是，工商業分布式光伏發電項目規模須納入省級年度計劃，備案前需落實屋面、電網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。
10、河南
2021年6月15日，河南省發改委及河南能源局發布《關于加快推動河南省儲能設施建設的指導意見》明確儲能是提升電力系統靈活性、經濟性和安全性的重要手段，是提高風、光等可再生能源消納水平，推動主體能源由化石能源向可再生能源更替的關鍵技術。
文件指出，鼓勵新能源項目配套建設儲能。對儲能配置比例不低于10%、連續儲能時長2小時以上的新能源項目，在同等條件下優先獲得風光資源開發權，由電網企業優先并網、優先保障消納。
文件強調，在新能源富集區域，鼓勵新能源企業率先培育風光發電制氫儲能一體化發展模式，探索開展電制氫在新能源消納、電網調峰等場景技術應用。
來源：中國能源報、光伏能源圈、光伏全球等
