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要求配置储能等调峰设施，入库时不需要明确配置比例，出库时按当年开发建设方案要求配置储能。文件指出，已纳入年度开发建设方案的保障性和市场化并网项目未按期核准(备案)、开工或全容量并网的，各市能源主管部门
目申报出库工作，经征求省级电网公司同意、第三方审核用地条件、网上公示后，纳入当年风电光伏项目年度开发建设方案。优先前期工作达到一定深度的项目(项目已取得用地预审、林草审批、环评等手续)中选择，鼓励具备自主调峰

应与建设的新能源相适应。按照全额消纳、不向公共电网反送电的原则，配置适当比例的储能，优先支持具备可调节能力的负荷。新能源项目及接入工程需取得相关限制性排查文件;项目主体应出具正式承诺，在项目运行期内，因负荷或调峰能力不足造成弃风弃光，自行承担风险。

面，需要公用电网提供备用容量的，要同电网企业初步达成一致意见。第七条离网型项目按照制氢所需电量确定新能源规模，新能源综合利用率不低于90%。第八条风光制氢一体化项目需配置电储能，调峰能力原则上
调峰能力不足造成弃风弃光，项目投资主体自行承担风险。第三章建设管理第十条新能源部分不得早于制氢负荷、储能设施投产，且与制氢负荷项目运行周期匹配。第十一条风光制氢一体化项目配套建设的新能源直接

中央企业要积极主动作为，加大资源保障力度，加强机组设备检修、维护管理，确保机组顶峰发电时发得出、顶得上。要完善长效机制，因地制宜推动调峰电源建设，加大技术创新投入，加快构建以新能源为主体的新型电力
指挥，确保责任落实到位。要积极主动作为，加大资源保障力度，加强机组设备检修、维护管理，确保机组顶峰发电时发得出、顶得上。要完善长效机制，因地制宜推动调峰电源建设，加大技术创新投入，加快构建以新能源为主体的

储能电站放电功率不低于0.5万千瓦、不超过5万千瓦、连续放电时长不低于8小时。电源侧独立储能电站主要发挥满足新能源场站并网运行要求、为有明确服务关系的新能源场站调峰、促进相关新能源发电主体提高利用率等作用
调用独立储能电站。电源侧独立储能电站在充电时应优先满足对应新能源场站调峰需求，不足部分按市场规则自主申报充电计划。第十条【交易方式】电网侧独立储能电站和电源侧独立储能电站均可以双重身份参与交易

了重要的调峰和储能手段。近日，山东某300MW压缩空气储能电站项目中，国能日新提供功率控制技术服务，智能优化控制系统以调度发电计划为目标值，通过不断优化控制算法，提高精度和控制速率，同时将针对可行性和
运行效果进行必要的调整和优化。功率控制技术服务提升压缩空气储能运营模式灵活性压缩空气储能作为一种长时储能技术，参与电网调峰、调频具有巨大的潜力，能够在对储能密度、安全、经济性等方面进行综合考虑的前提下

超可开放容量接入。2)户用分布式光伏接入遵循就地接入、就近消纳原则。在满足供电安全及系统调峰的条件下，避免向区域内 220 千伏及以上电网反送电、各级电网设备反向重过载。鼓励户用分布式光伏项目配建储能设施，综合考虑开发规模、负荷特性和发展阶段，年度调整配置比例。原文如下：

到，各地要加快推进电力市场建设发展，完善市场交易规则，促进电量电价通过市场化方式有效形成，与煤电容量电价机制协同发挥作用;已建立调峰补偿机制的地方，要认真评估容量电价机制实施后系统调峰需求、煤电企业经营状况
等，相应调整有偿调峰服务补偿标准。同时，电力现货市场连续运行的地方，可参考本通知明确的煤电容量电价机制，研究建立适应当地电力市场运行情况的发电侧容量电价机制;发电侧容量电价机制建立后，省内煤电机组不再

来看，不少地方储能与新能源强强联合。如青海省首次提出储能电站可同时参与调频、调峰市场;福建、江苏、宁夏、山东等省陆续将储能参与二次调频纳入辅助服务;甘肃省采取调峰+AGC两种辅助服务品种的日内分时叠加
模式，在全国范围内首次为储能开放调峰容量市场，储能可在不同时间段参与不同服务。现场对话交流中，围绕“新型储能市场机遇与堵点探讨”主题，国能日新营销副总裁王运雷表示，储能的健康发展离不开合理的市场机制和

利用率。围绕织金-纳雍、黔西-金沙两大区域，利用火电厂已建电网通道，充分发挥火电机组的调峰能力，开展风光火储多能互补系统一体化运行，提高电力输出功率的稳定性，提升电力系统消纳风电、光伏发电等间歇性可再生能源的能力和综合效益。