新能源配储
各方的优势互补和资源共享为目的，通过充分发挥各自的资源和优势，在新能源开发和储能产品的开发方面开展密切合作。在当下新能源配储能强烈需求及风光储一体化发展大趋势之下，新能源发电企业与储能企业联手或是未来开展业务的一个方向。
，组件造成的上涨约为0.35元/W。
因素2：强配储能推高成本
除了EPC成本上涨之外，2021年开始，各省全面要求地面电站项目配储能，基本按功率配比5%~20%、1~2小时要求，平均约为10
费成本已经高达0.6~0.8元/W之间。(甘孜光伏项目：土地成本超8毛/W)
EPC成本上涨、强制配储能要求、土地成本上涨，共同推高了今年的电站投资水平，预期普遍上涨0.5元/W以上。这又会带来全
100千瓦(及以上)的社会公共充电设施运营补贴0.2元/千瓦时。
无独有偶，6月15日，河南省发改委及河南能源局发布《关于加快推动河南省储能设施建设的指导意见》，文件指出，鼓励新能源项目配套建设储能
。对储能配置比例不低于10%、连续储能时长2小时以上的新能源项目，在同等条件下优先获得风光资源开发权，由电网企业优先并网、优先保障消纳。(详见今日推送第四条)
不只是这两个省市，在国家政策推动下，已有
重要作用。 国家电投高度重视储能、特别是新型储能产业发展。近年来，聚焦新能源配储能、储能联合火电机组调频、综合智慧能源配储能领域，开展了液流电池、储热储冷、大容量高扬程抽水蓄能水泵等多种技术研究与示范
行业必将成为重点监督对象; 绿色可持续的零碳物流必将成为物流行业长期发展目标。
能量魔方作为新能源特别是分布式光伏建筑一体化(BIPV)开发、建设、运营、管理的专业服务商，针对当前物流行业在
行业投建集光、储、充(放)、车高度融合的新能源系统，并与智能电网组成互为支撑的网架结构。
包括：
物流园区光电建筑一体化工程。基于园区建筑幕墙和屋顶，发展分布式光伏发电并就地消纳，降低变压器投资
多省市出台强制配储政策，电站端承担配储任务经济压力较大 近年来，我国新能源装机量不断提升，新能源发电量在一次能源中的占比也不断提高，但因其间歇性、波动性的特点，对电网的冲击也日益加大。2020
6月15日，河南省发改委及河南能源局发布《关于加快推动河南省储能设施建设的指导意见》，文件指出，鼓励新能源项目配套建设储能。对储能配置比例不低于10%、连续储能时长2小时以上的
新能源项目，在同等条件下优先获得风光资源开发权，由电网企业优先并网、优先保障消纳。鼓励各类市场主体与储能产业领军企业合作，建设共享储能电站。新能源企业可以租用或购买服务等形式配用储能，租赁容量视同其配建储能容量，发挥储能一站多用"的共享作用。
原文如下：
电网将优先调度;新能源配储能，比例不低于10%且2小时以上，优先获得风光资源开发权且优先并网。此外，鼓励储能设施以独立市场主体或联合报价方式参与电力现货市场交易，赚取差价，参与电力需求响应的项目，根据
建设风光水火储一体化开发项目，电网侧的电网企业要独立或与社会资本合作投资建设电网侧储能项目，用户侧则围绕分布式新能源、微电网、大数据中心以及电动汽车等探索储能融合发展新场景。
具体文件见下：
根据国家能源局数据，2020年风、光新增装机以120GW创历史新高。截至2020年底，我国风电、光伏并网装机分别达到2.8亿千瓦、2.5亿千瓦。且在国家3060碳减排的宏观背景下，新能源装机仍旧充满
想象空间。
然而，随着光伏、风电在整个电力系统中渗透率不断提高，新能源如何适配电网成为重中之重。其中，储能的重要性不言而喻。
由此，十四五开端，山西、宁夏、青海、内蒙古、贵州、河南等多个省份发布
近日，国家发展改革委发布《关于2021年新能源上网电价政策有关事项的通知》，通知指出，2021年起，对新备案集中式光伏电站、工商业分布式光伏项目和新核准陆上风电项目（以下简称新建项目），中央财政不再
核准备案的保障性并网规模是可以预期的。
明年保障性并网规模：通过竞争配置，明确说明竞争配置不是竞电价，地方可以在项目业绩、能力、技术方案等多个方面综合考虑和设置权重，配储能的要求是地方的行为
