新能源配储

为人诟病的痛点。由于光伏系统发电功率取决于光照情况，难免会对电网造成一定冲击，对弱电网而言更是一种挑战。华梃表示，锦浪最新产品的弱电网支撑能力较强，有效避免脱网情况，同时预留直流储能接口,未来可搭配储
能系统，使电站输出功率更加平滑。 李斯胜 中国电建集团国际工程有限公司新能源部总经理 中国电建集团国际工程有限公司新能源部总经理李斯胜表示，虽然182mm与210mm的军备大战尚未决出胜负，但有一点

，这将带来新能源体系的重构。由于光伏成本的快速下降，以德国为例，光伏在储能系统的成本只有20%，储能成本占比50%，这意味着： 制造商的效率溢价。降低光伏成本的边际贡献下降，提高光伏产品效率的重要性上升
，具体优势不再赘述，参考前几篇文章。 3.2.从政策到产品，储能整装待发 2020年九省市发布强制配储能的文件。虽然在当前技术和成本条件下，光伏系统配储能没有经济性，很多项目采用劣质电池甚至仅仅应付

光伏电站配置储能之风愈演愈烈。 内蒙古、山西、河南越来越多的地方政府加入储能俱乐部，通过相关政策倾斜力推光伏等新能源电站加配储能。传导至企业，以国电投、华能、大唐为代表的央企已纷纷率先发力，开启
光伏电站加配储能，以促进新能源消纳，并增强调峰、调频能力。 二、央企发力 政府力推之下，以中电建、国电投、华能、国网、国家能源集团、大唐、中核集团为代表的央企纷纷发力，加速光伏+储能项目

日前多个省份陆续发布了2020年风电、光伏发电建设方案和申报要求，与往年不同，内蒙、河南、辽宁、湖南等省份均提出了优先支持配置储能的新能源发电项目，有关光伏项目配置储能的讨论再次登上风口浪尖。逾10
法顺利落地。 集中式项目或成国内储能突破口 目前来看，受技术经济性影响，电化学储能现阶段仅适合作为中国新能源发电调峰的补充措施。在国外，由于项目客户对储能的使用规则很明确，会制定出详细的要求。比如

极大削弱上下游企业研发的积极性和发展动力。 这是中国储能产业现阶段的尴尬，恶性竞争将储能商业模式缺失这一问题再度凸显出来。 按照理想模式，新能源配储能是被寄予厚望的。在集中式光伏、风电基地布局大容量
2020储能市场的热点莫过于新能源侧了。 自2019年年末以来，从安徽而起的风光储浪潮，已席卷大江南北。截至目前，全国大约有10个省份对新建风电和光伏项目都有加装储能的要求或倾向。 单从规模来看

修订据此前版本已经过去了18年，将于2020年7月1日正式实施，本意是为了满足新形势下的电力系统安全稳定，但由于在一些条款上规定并不明确，导致光伏与风电等新能源产业在该政策被地方电网不当施行时面临重大
风险。 根据国家电网官网介绍：本次修编的《电力系统稳定导则》重点解决特高压交直流电网逐步形成、系统容量持续扩大、新能源大规模并网、电网格局与电源结构发生重大改变、电网特性发生深刻变化给电力系统

新能源配储能似乎已经成了标配。 截至目前，包括湖南、安徽、新疆、内蒙古、河南、山东、江西在内的七个省都发布了要求新能源配套储能的政策或规划，尽管政策或规划背后充斥着争议，但新能源配储能已然势在必行

多能互补集成优化示范工程总投资金额达14亿元，都是光伏与储能、风电、充电桩等多种能源的协调发展。 光伏、风电等新能源发电搭配储能将成为未来能源发展的一种常态。在能源电力系统中，利用储能助力光伏等新能源

万-4000万之间，最低价格是2300万，差别之大超乎想象，强制配储能会让行业陷入低价竞争的恶性循环。 此外，新能源配置储能是放在直流侧还是交流侧，涉及到电网公司和发电集团之间的博弈。如果只考虑解决
主体，若国企央企等发电集团能率先进场并推动储能技术的进步和成本的下降，也会给其他中小企业带来更好的参与机会。 新能源+储能的喜与忧 电网不投资储能，电网就不需要储能了吗?随着新能源装机的不断增长

电力系统的调峰要求都是质的改变。 据介绍，2013年，德国有223天对传统能源出力进行调整，以适应风电、光伏波动性特质;2014年，调整天数上升到3 30天。从电量来看，2014年，德国为适应新能源的
最优的经济性。 可再生能源机组搭配储能，可以成为可控电源，但成本更高。目前，储能充放一次成本约在0.5元/千瓦时，仅储能成本就高于煤电;有研究测算显示，煤电运行成本要比天然气发电低25%。 刘世宇