新能源配储形式的发展主要由方针驱动。2021年以来，各省光伏风电开发等方针普遍以项目并网或优先调度为前置条件，要求新能源电站根据装机容量的10%-20%装备储能。到2024上半年，新能源配储累计投运装机规模达1450万千瓦，是2021年末的9倍。
理论上，在发电站内调配储能，可在午间电网消纳困难时充电，在晚间用电紧张时放电，根据负荷需求优化新能源的出力曲线，可就地解决新能源出力与负荷需求不匹配的难题，缓解大电网的消纳与保供压力。
但是，现实中多种要素却限制着这目标的完成。现行电力系统的价格机制、调用形式与新能源配储初衷的不适配，是导致新能源侧储能未能发挥其应有价值的主要原因。
方面，在目前的商场环境下，我大部分的新能源项目并未进入电力商场，而是由电网按优先发电、固定上网电价收购。电力在不同时段的价值与相应的鼓励不同，但无法经过商场向新能源业主传递，电站自然没有自主调用配套储能并根据供需优化自身出力曲线的意愿。
另方面，配储的实践调用与方针要求仍有待衔接。例如在广东，根据《南方电网新式储能调用规则》要求，新能源电站应根据其出力的波动、自行安排储能充放电曲线，减少偏差查核;别的，规则还鼓励新能源与配储作为联合主体参加调度。但是，在实践的运转过程中，新能源配储仍以大电网直控调度为主。受限于电站内储能涣散、容量小、调节规模有限的特，电网调用次数低，导致储能的消纳与保供价值均未得到实现。 | 
