新能源项目配储
，以光伏为代表的新能源正加速迈向主力电源。然而，大规模的光伏接入也为电网运行带来了压力和挑战，通过配置储能，可以实现新能源优化利用、就地消纳，进一步保障电网安全运行、更好地发展新能源项目。十四五开端
，全国超20省陆续出台强制或鼓励新能源配储能方案，其中内蒙古要求到2025年全区可再生能源电力总量消纳权重达25%以上。为实现这一目标，光储融合发展将是最佳选择，此次磴口100MW光伏+储能项目也是内蒙古
，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
发布《大同市关于支持和推动储能产业高质量发展的实施意见》，其中指出，十四五期间，大同市增量新能源项目全部配置储能设施，配置比例不低于5%;存量新能源项目鼓励企业分期适量配置，优先对微电网、增量配电、独立
加快促进自治区储能健康有序发展的指导意见(征求意见稿)》明确指出要在新能源富集的宁东、吴忠、中卫地区先行开展储能设施建设。建设新能源+储能示范应用项目，并在全区推广应用;十四五期间，新能源项目储能配置
推进电力源网荷储一体化和多能互补发展的指导意见》，明确要发挥源网荷储一体化和多能互补在保障能源安全中的作用，这就意味着未来新能源配储能将是能源产业发展的常态。乌兰察布项目开创了国内新能源开发利用的
创新，实施了一批优质新能源项目。牢固树立了创新是驱动发展第一动力的理念，全力以赴增强科技自主创新能力。
四是着力提升资本运作能力。三峡能源自身有着优越的资本和资金优势，具备强大的低成本融资能力和成本
储能系统的使用成本之外，陈翔认为另一个重要因素是需要强化储能示范项目的经验总结。陈翔说：我们做好一些能够真正解决问题的示范性储能项目，这些项目对于解决风光配储能过程中的一些应用问题有示范作用。总结经验
，把解决方案做成熟之后，才有机会大规模推广。否则只是单纯地堆砌一个产品，很难推进储能的发展速度。 此外，从政策落地的角度看，陈翔认为虽然全国已经有多个省推出储能配套的政策，要求新能源项目配一定比例的储能，但具体落实还缺乏细则的政策支持。相信通过各界的共同努力，未来储能产业一定会迎来高速发展的新阶段。
连续多年位居全球首位。
高比例可再生能源装机给电网带来了一定压力，为此，许多地区对新建平价项目提出了新能源配储能的要求，给储能产业带来巨大发展空间。近日，中国电力科学研究院新能源中心储能业务负责人徐
时，能够对电网频率调节实现负反馈。
在功率控制方面，目前国标要求需要具备充放电功能。功率精确度目前要求和常规新能源项目一样，功率系数不超过1%，切换的时间不大于100ms。在对于系统的功率控制，系统
最先给予补贴新能源配储能的形式进行补贴。青海将对新能源+储能、水电+新能源 + 储能项目中，自发自储设施所发售的省内电网电量，给予每千瓦时0.10元运营补贴。同时，经该省工业和信息化厅认定使用本省
期间，全面对接青海能源规划，加大在青项目投资和产业发展力度，打造水风光蓄储一体化基地，推进生态治理+新能源项目。
内蒙古是另一个风光大省，2020年间，内蒙签约的光伏项目规模将近25GW，几乎囊括了
。4)配套电网送出工程原则上由电网企业投资建设，若电源与电网投产时间不一致，可由电源企业申请自建。贵州省政策原文参考：《贵州：进入省风、光项目库才能备案，存量项目也要加配储能!》
六、新疆自治区
2
月18日，新疆发改委发布关于有序推动2021年新增风电、光伏发电项目竞争优选相关工作的通知。
将做好2021年新增风电、光伏发电项目竞争配置有关工作通知如下：一、合理确定首批新能源项目消纳空间
真正加速替代传统能源。为此，提出以下三点建议：
加强前瞻性规划，避免储能资源无效配置。目前，多地明确了新建新能源项目配置储能设备的最低比例和最低储能时长，但对高比例可再生能源接入下，电力系统储能需求的
国家统筹建立谁受益，谁付费的市场化机制，使新能源配储的多重价值在价格上充分体现;通过加快完善辅助服务市场、现货市场，助力储能增值。
光伏建筑一体化(BIPV
