本文根據各省市出臺的政策及公開信息整理了全國34省市自治區新能源項目配儲比例地圖。在投資或開發新能源項目時，可以通過本文地圖一圖搞清各省新能源項目配儲情況。

全國新能源項目配儲情況地圖

  新能源項目配儲比例為10%2小時的省份近10個：山東省在10%*8h~42%*2h范圍內，江西省、廣西、河南省、陜西省、福建省新能源項目儲能配置比例均為10%2小時。

  江蘇省分為長江以南和長江以北兩個區域，長江以南光伏配儲比例為8%2小時;長江以北光伏配儲比例為10%2小時;河北省分為冀南和冀北兩個區域，冀南光伏項目配儲比例為15%2小時，冀北光伏項目配儲比例為20%2小時;

  以下是根據各省政策文件整理的各省份新能源項目配儲比例和具體要求：

  以下是部分省份現有新能源配儲政策情況：

  1、山東省

  2022年8月31日，山東省能源局印發《山東省風電、光伏發電項目并網保障指導意見(試行)》，文件提出：市場化項目按照儲能優先的原則由高到低排序，依次納入年度開發建設容量，直至達到容量規模上限。納入年度開發建設容量的項目即為年度重點實施項目。

  2022年12月12日，國網新能源云公布了山東54個項目市場化光伏項目名單，規模合計693萬千瓦。項目的儲能配比在10%*8h~42%*2h，基本都是按每10MW光伏電站，配置約8MWh的比例。

  2023年6月27日，山東省發改委、山東省能源局聯合印發《魯北鹽堿灘涂地風光儲輸一體化基地“十四五”開發計劃》的通知，批復了18.88GW的風光項目，配儲比例為30%、2小時。

  2、江西省

  2023年4月13日，江西省能源局下發《關于做好2023年風電、光伏發電競爭優選工作的通知》，對于新增的新能源項目調峰資源配置要求如下：

  優先支持煤電和新能源聯營項目(含火電靈活性改造)和已建設的“新能源+儲煤”項目。

  申報競爭優選的項目應同步落實調峰能力 (火電靈活性改造，10%、2小時儲能等)。需要新建接網工程的項目，其接網工程應已納入江西省電網發展規劃項目庫。

  3、江蘇省

  2023年9月19日，江蘇省發展改革委下發《關于進一步做好可再生能源發電市場化并網項目配套新型儲能建設有關事項的通知》，對于新增的新能源項目調峰資源配置要求如下：

  1、風電項目(包括陸上風電、海上風電項目以及未全容量并網項目新增并網容量和改造升級項目增加的容量，不包括全部自發自用的分散式風電項目)以及新增納入項目庫的陸上集中式光伏發電項目、海上光伏項目(固定樁基式)均應采取自建、合建或購買新型儲能方式落實市場化并網條件。

  2、市場化并網項目不再按長江以南和長江以北區分配套建設新型儲能比例，均應按照功率10%及以上比例配套建設新型儲能(時長2個小時)，配套的新型儲能可結合項目就近布局，也可以在全省范圍內選址建設或租賃。

  3、新型儲能項目并網時間不得晚于所配套的可再生能源發電并網時間。鼓勵儲能項目先建后配，已并網的新型共享儲能可按并網容量為全省可再生能源發電項目提供儲能容量租賃服務。

  4、廣西壯族自治區

  2023年5月8日，廣西壯族自治區發改委發布《關于申報2023年陸上風電、集中式光伏發電項目的通知》，對于新增的新能源項目調峰資源配置要求如下：

  項目需承諾配建一定比例儲能設施或購買相應比例的共享儲能服務。

  其中陸上風電和集中式光伏發電項目配置比例分別為20%和 10%。新型儲能主要設備性能應符合國家相關標準規范，有效運行年限不低于 10 年，原則上額定功率下連續充放電時間不低于 2小時,交流側效率不低于 85%放電深度不低于 90%電站可用率不低于 90%，充放電次數不低于 6000 次。儲能設施須與發電項目同步投運，購買共享儲能服務的，服務時間從項目并網之日計起。

  5、廣東省

  2023年5月30日，廣東省發展改革委、廣東省能源局發布《關于印發廣東省促進新型儲能電站發展若干措施的通知》，對于新增的新能源項目調峰資源配置要求如下：

  2022年以后新增規劃的海上風電項目以及2023年7月1日以后新增并網的集中式光伏電站和陸上集中式風電項目，按照不低于發電裝機容量的10%、時長1小時配置新型儲能，配置新型儲能電站投產時間應不晚于項目本體首次并網時間。

  后續根據電力系統相關安全穩定標準要求、新能源實際并網規模等情況，調整新型儲能配置容量;鼓勵存量新能源發電項目按照上述原則配置新型儲能。

  6、云南省

  2023年3月23日，云南省發改委、云南省能源局發布《關于進一步規范開發行為加快光伏發電發展的通知》，《通知》通知提出：

  按照2023—2025年每年建設規模不小于1500萬千瓦，經省發展改革委會同有關部門審核后，由省發展改革委、省能源局于每年年底前印發下一年年度建設方案。

  光伏項目按照裝機的10%配置調節資源，可通過自建新型儲能設施、購買共享儲能服務和購買燃煤發電系統調節服務等方式實現。云南之前的文件中曾明確220元/kW*年的煤電調節租金。

  7、貴州省

  2023年4月，貴州能源局分兩批下達30.4GW風光項目名單。下發文件中未明確要求新能源項目配置儲能。然而，2023年7月6日，貴州省能源局、發改委下發《關于開展我省2023年獨立儲能示范項目建設有關工作的通知》，提出：示范項目可按裝機容量的1.4倍向風電、光伏發電項目提供租賃服務，價格為150-200元/千瓦時，鼓勵簽訂5年及以上的中長期容量租賃協議或合同。

  8、河南省

  2021年6月24日，河南省發改委印發《關于2021年風電、光伏發電項目建設有關事項的通知》，其中附件“全省新能源電力消納指引”中明確：I類區域消納規模為3GW，要求配置項目10%，可正常運行2小時的儲能設備，總規模300MW/600MWh;II類區域消納規模為1GW，要求配置項目15%，可正常運行2小時的儲能設備，預計儲能總規模150MW/300MWh;III類區域可協商規定消納規模，要求配置項目20%規模，可正常運行2小時的儲能設備。

  9、陜西省

  2023年5月，陜西省下發的《陜西省2023年風電光伏發電項目保障性并網規模競爭性配置辦法》中，未要求新增新能源項目配置儲能。

  10、福建省

  2022年10月19日，福建省發改委下發《關于公布2022年集中式光伏電站試點項目名單的通知》，對于新增的新能源項目調峰資源配置要求如下：

  如果儲能與項目同步投產，則配建不小于項目規模10%(時長不低于2小時);如果儲能未按要求與同步投產，配建不小于項目規模15%(時長不低于4小時)。

  11、甘肅省

  2021年5月28日，甘肅發改委正式下發《關于“十四五”第一批風電、光伏發電項目開發建設有關事項的通知》。明確2021-2022年甘肅省安排新增風電、光伏發電項目建設規模1200萬千瓦。

  在配置儲能方面，河西地區(酒泉、嘉峪關、金昌、張掖、武威)最低按電站裝機容量的10%配置，其他地區最低按電站裝機容量的5%配置，儲能設施連續儲能時長均不低于2小時，儲能電池等設備滿足行業相關標準。

  12、安徽省

  2022年6月20日，安徽省能源局正式下發了《關于2022年第一批次風電和光伏發電項目開發建設方案》的通知。全省共下發2GW光伏項目、1GW風電項目。其中，光伏項目配置13%左右、2小時的儲能，共253.7MW;風電項目配置27%左右、2小時的儲能，共265.3MW;

  2022年9月9日，安徽省能源局下發了《關于開展 2022 年第二批次風電和光伏發電項目建設規模競爭性配置工作的通知》，對于儲能配置要求如下：

  (1)企業可通過自建、合建共享或者購買服務等市場化方式配置電化學儲能，電化學儲能電站按照國家和省能源局要求建設。(2)自建儲能電站須不遲于發電項目投運。合建共享或者購買服務等市場化方式配置儲能的按照省能源局關于獨立儲能建設有關要求執行。(3)電化學儲能電站連續儲能時長 2 小時，其他參數應滿足相關法律法規和標準規范要求。

  13、內蒙古自治區

  2022年3月4日，內蒙古自治區人民政府辦公廳發布《關于推動全區風電光伏新能源產業高質量發展的意見》，意見指出：新建市場化并網新能源項目，配建儲能規模原則上不低于新能源項目裝機容量的15%，儲能時長4小時以上;新建保障性并網新能源項目，配建儲能規模原則上不低于新能源項目裝機容量的15%，儲能時長2小時以上。

  14、青海省

  2022年10月11日，青海省能源局發布《2022年青海省新能源開發建設方案》，下發新能源項目共5類，規模合計1455.8萬千瓦。其中：國家第二批大型風電光伏基地項目：配置20%*4小時儲能;增量混改、普通市場化項目：配置15%*4小時儲能。

  15、河北省

  2023年6月29日，河北省發改委下發《河北省風電、光伏發電年度開發建設方案擬安排項目情況公示》，對于新增的新能源項目調峰資源配置要求如下：各市申報的保障性項目中，經審核具備電網和用地條件的項目納入保障性項目清單，保障性并網項目需配置一定比例儲能或購買儲能調峰服務(冀北電網20% 2h，南網15% 2h)，項目單位需出具承諾配置儲能并與風光項目同步投產。

  16、湖北省

  2023年6月21日，湖北省能源局發布《關于發布2023年新型儲能電站試點示范項目的通知》，共21個項目納入新型儲能電站試點示范項目，總規模為1GW。并提出：

  按照儲能電站調節容量的5倍配置新能源項目。相當于新能源項目配儲比例為20%。

  17、西藏自治區

  2023年5月18日，西藏自治區發展和改革委員會下發關于印發《2023 年?電、光伏發電等新能源項目開發建設方案》，對于新增的新能源項目調峰資源配置要求如下：

  保障性并網光伏+儲能項目，配置儲能規模不低于光伏裝機容量的 20%，儲能時長不低于4小時，并按要求加裝構網型裝置。

  18、寧夏回族自治區

  2021年7月14日，寧夏回族自治區發改委正式印發《自治區發展改革委關于加快促進儲能健康有序發展的通知》。文件提出，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。從2021年起，原則上新核準/備案項目儲能設施與新能源項目同步投運。存量項目在2022年12月底前完成儲能設施投運。在開發模式方面，同一企業集團儲能設施可視為本集團新能源配置儲能容量。

  2022年1月13日，自治區發展改革委發布關于征求《2022年光伏發電項目競爭性配置方案》意見的函，其中提到：2022年寧夏保障性光伏并網規模為4GW，需配套10%、2小時儲能。

  19、上海

  2022年1月11日發布的《上海市發展改革委關于公布金山海上風電場一期項目競爭配置工作方案的通知》中，明確指出：

  儲能配置。承諾按照本市能源主管部門要求的建設時序建設電化學等儲能裝置，且配置比例不低于20%、時長4小時以上。儲能裝置應適應海上風電應用場景，做到安全、可靠、環保、高效，具備電網調峰、輔助調頻、備用電源、削峰填谷、電力需求響應、緊急功率支撐、無功補償等功能。儲能設計、施工、運行維護及退役和應急處置應符合國家、行業規程規范，儲能系統應滿足10年以上工作壽命、系統效率大于90%(交流側，不含自用電損耗)、電芯溫度偏差小于7攝氏度、年平均衰減率不大于2%。

  20、湖南省

  2021年10月13日，湖南省發展改革委員會下發《關于加快推動湖南省電化學儲能發展的實施意見》。明確以發展電網側獨立儲能為重點，集中規劃建設一批電網側儲能電站，力爭到2023年建成電化學儲能電站150萬千瓦/300萬千瓦時以上。建立“新能源+儲能”機制。風電、集中式光伏發電項目應分別按照不低于裝機容量15、5%比例(儲能時長2小時)配建儲能電站，新增項目(指2021年1月1日后取得建設指標的項目)配建儲能電站應與主體工程同步投產使用,存量項目(指2021年1月1日前取得建設指標的項目)應于2022年底前落實配建儲能容量。對于沒有條件配建儲能電站的項目，可通過市場租賃方式按上述比例落實儲能容量。

  2021年11月11日，湖南省在《關于公布2021年市場化并網項目名單的通知》中提到，在落實 靈活調節能力方面，應根據企業承諾，按不低于10%比例(時長不低于2小時)配建或租賃儲能(制氫)設施。

  2022年2月19日，湖南省發布《2021年全省能源工作指導意見》，要求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。

  湖南省耒陽市

  2023年8月14日，湖南耒陽市發布“十四五”第一批集中光伏發電和采煤沉陷區復合光伏項目投資開發主體遴選公告。共7個項目，規模合計870MW。

  招標文件要求，投資開發主體必須承諾能夠按照省市要求在2023年12月31日前完成全容量并網(其中，采煤沉陷區復合光伏項目以省市批復并網時間為準)并同意按照不低于裝機容量的5%的比例配建儲能電站或租賃儲能能力(儲能時長2小時)。

  21、天津市

  2023年9月7日，天津市發改委發布《天津市2023年度風電、光伏發電項目開發建設方案的項目清單》，共10個項目，總規模為2384.1MW。其中，光伏項目：3個，總規模856MW;風電項目：7個，總規模1528.1MW上述項目需要配置不低于項目規模15%的儲能設施!