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新增调峰容量(机组灵活性改造后的调峰容量或在建煤电项目设计调峰容量﹣电网常规要求调峰容量(即煤电装机的50%)，下同)的2.5倍配置新能源项目;二是风光水(抽水蓄能)基地。按照不超过抽水蓄能电站容量的2
倍配置新能源项目;三是风光火(水)储基地。按照不超过煤电新增调峰容量的2.5倍配置新能源项目或不超过抽水蓄能电站容量的2倍配置新能源项目。可配置的新能源项目规模小于基地规模的，不足部分(基地规模与可配

装机的50%)，下同)的2.5倍配置新能源项目;二是风光水(抽水蓄能)基地。按照不超过抽水蓄能电站容量的2倍配置新能源项目;三是风光火(水)储基地。按照不超过煤电新增调峰容量的2.5倍配置新能源项目或
不超过抽水蓄能电站容量的2倍配置新能源项目。可配置的新能源项目规模小于基地规模的，不足部分(基地规模与可配置的新能源项目规模之差)应按照化学储能容量不低于10%、时长不低于2小时、充放电不低于6000

规模要不低于1GW，风光火补基地按照煤电新增调峰容量的2.5倍配置新能源项目，风光水(抽水蓄能)基地按照抽水蓄能电站容量的2倍配置新能源规模，对于可配置规模小于基地规模(1GW)的按照容量的10%、2
容量或在建煤电项目设计调峰容量﹣电网常规要求调峰容量(即煤电装机的50%)，下同)的2.5倍配置新能源项目;二是风光水(抽水蓄能)基地。按照不超过抽水蓄能电站容量的2倍配置新能源项目;三是风光火(水

电力市场改革，完善市场机制，形成成熟的电力市场，为储能全面市场化发展打好基础。中国电力报：《征求意见稿》提出，建立电网侧独立储能电站容量电价机制，这种电价机制对储能行业有何影响?电源侧、用户侧的电价
问题如何解决?俞振华：《征求意见稿》在国内首次提出建立电网侧独立储能电站容量电价机制。容量电价机制的设立，在电力市场改革的过渡阶段，对规模化储能在系统中发挥的调节作用给予了价值出口，突破了储能价格

，储能将作为新型电力系统中的独特单元而发挥其应有的价值，共享储能、储能租赁与交易值得期待。亮点三：储能的容量价值得到肯定值得注意的是，《储能意见稿》明确提出建立电网侧独立储能电站容量电价机制，被
市场化的大背景下，火电、水电、气电、储能的巨大调节能力，使得容量价值的稀缺性得到凸显，目前的价格机制还无法疏导。因此，《储能意见稿》提出建立电网侧独立储能电站容量电价机制，肯定了储能的容量价值，对于储能行业

意味着，储能将作为新型电力系统中的独特单元而发挥其应有的价值，共享储能、储能租赁与交易值得期待。亮点三：储能的容量价值得到肯定值得注意的是，《储能意见稿》明确提出建立电网侧独立储能电站容量
电力交易市场化的大背景下，火电、水电、气电、储能的巨大调节能力，使得容量价值的稀缺性得到凸显，目前的价格机制还无法疏导。因此，《储能意见稿》提出建立电网侧独立储能电站容量电价机制，肯定了储能的容量价值

电站容量设计上保证太阳能功率不超过业主同时段用电负荷，确保自发自用比例达到最高。二是要对屋顶业主所处行业的发展情况及企业自身的经营情况充分调研。优先选择行业发展潜力巨大、经营业绩良好、无不良记录的优秀企业，确保自发自用电量需求稳定，从而保障投资人的项目收益率。