储能配置

能，储能配置比例在5%-20%之间。加装储能与否已经成为多地新能源能否优先并网的关键。那么，新能源项目有必要配储能吗?目前推广不开的症结在哪?未来合理的新能源+储能商业模式是什么? 新能源消纳形势严峻

配置储能，力促储能在新能源(主要是风、光)发电侧应用。之后，多地以鼓励创新之名迅速跟进，风光+储能(以下简称风光储)蔚然成风。 从各省(区)政策看，均对储能配置的装机规模、储能时长等因素提出明确要求
。例如，内蒙古要求光伏电站储能容量不低于5%、储能时长在1小时以上;湖北要求风储项目配备的储能容量不得低于风电项目配置容量的10%，且必须与风电项目同时建成投产;山东明确储能配置规模按项目装机规模20

西藏自治区发展和改革委员会列入自治区首批光伏储能示范项目。项目总投资6.9亿元，为全储能配置，采用分块发电、集中并网方案，储能系统配置充电功率40MW，储能有效容量为193MWh，储能选用磷酸铁锂

人民币，由中建材新能源工程提供项目EPC总承包服务。中建材新能源工程前期根据当地用电负荷特点以及西藏电网的特殊性，将项目设计为全储能配置，采用分块发电、集中并网方案，项目规划光伏建设容量40MW，储能系统

首期 100MW 生态治沙光伏电站项目配置的储能容量 5%、储能系统时长为 1 小时及以上;华能赤峰 300MWp 光伏+储能项目，储能配置容量达到建设规模 5%及以上。 光储成本持续下降，终极平价远景可期

调度关系归属、功能定位和运行方式，健全调度运行监管机制，提升储能电站的利用效率，确保公平调度。 史玉波指出，未来要建立能够充分反映储能价值的市场化机制，合理科学评估储能配置规模和储能服务价值

配置，促进新能源与储能协调发展。 面对产业发展的瓶颈，推动储能产业健康高质量发展仍将是行业不变的主题。史玉波指出，未来，要建立能够充分反应储能价值的市场化机制，合理科学评估储能配置规模和储能服务价值

，新能源+储能收益模式单一，获利水平偏低。据悉，目前储能配置成本约为1500～2000元/千瓦时，综合度电成本约为0.4～0.6元/(千瓦时次)，若新能源为早期项目，按风电项目享受0.61元/千瓦时电价来算

解决方案体系，可灵活根据特定场景、特定的控制逻辑提供最佳整体解决方案，帮助客户实现削峰填谷、平衡负荷、调峰调频、电力保障等个性化需求，并持续探索光伏、风电侧储能配置运用，相继参与明阳大庆风电储能项目、铜川

、山东、青海等12个省(区)发布相关政策，力促储能在新能源发电侧应用。(见表2) 从上各省政策看，部分省(区)对储能配置的装机规模、储能时长等因素提出明确要求。例如，内蒙古要求光伏电站
储能容量不低于5%、储能时长在1小时以上;湖北要求风储项目配备的储能容量不得低于风电项目配置容量的10%，且必须与风电项目同时建成投产;山东明确储能配置规模按项目装机规模20%考虑，储能时间2小时