新能源项目配储

今年3月，湖南28家企业承诺为新能源项目配套建设储能。但据记者最新了解，迄今5个多月过去了，兑现承诺者寥寥无几。 不仅湖南省要求新能源配建储能，目前全国已有10多个省份出台相关文件鼓励新能源配储
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? 01 新能源消纳

今年3月，湖南28家企业承诺为新能源项目配套建设储能。但据记者最新了解，迄今5个多月过去了，兑现承诺者寥寥无几。 不仅湖南省要求新能源配建储能，目前全国已有10多个省份出台相关文件鼓励新能源配储
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

推进，与海外大量自愿安装建设形成鲜明对比。 为何会出现这样的尴尬场景?国内的储能输在哪里?索比光伏网带您一探究竟。 1为何要强制配储能? 从各省发布的文件看，配置储能主要是为了解决新能源消纳难题
大规模应用1500V储能解决方案，占比超过80%，技术已非常成熟，建议国内有关企业大胆应用，就像当初在光伏电站中应用1500V那样。 二是增加适用场景，扩大应用范围。风电、光伏等可再生能源搭配储能是

，风机造价、风电项目千瓦造价下降空间非常有限，再增配储能，其投资回收压力骤增，按20%的储能设置配套粗略测算，风电场的千瓦造价将增加200～300元。由此可见，配储能的新能源项目经济性主要受到储能成本

风电、光伏发电项目建设有关工作的通知》中，均提到优先支持新能源配储能平价项目，这意味着只有增配储能的新能源项目才能实现平价并网，看似是新能源配储能的鼓励政策，实际上，除了配置储能，我们别无选择。一位

，风机造价、风电项目千瓦造价下降空间非常有限，再增配储能，其投资回收压力骤增，按20%的储能设置配套粗略测算，风电场的千瓦造价将增加200～300元。由此可见，配储能的新能源项目经济性主要受到储能成本

会落在电网企业身上。而为了如期并网，承诺为新能源项目配储能的企业都不太高兴地举了手。业内人士告诉记者。 这是一个人为制造的储能需求。 显然，无论是从运行消纳的角度提高新能源机组的涉网特性，还是提高
意外的是，此轮配储能热潮与2017年青海事件出现了戏剧性反差在涉事双方中反应更为激烈的，并不是投资的追加方;本可以借此扩大规模，扶摇直上的储能，却因低价中标事件的发生，险些将近三年来产业努力维护的秩序和

标配模式吗? 其实，国内新能源配储能已有技术示范案例。早在2011年12月25日，我国首个风光储输示范工程就已在河北省张北县建成投产。该项目综合运用了磷酸铁锂、液流、钛酸锂、阀控铅酸等多种技术路线
，加上储能在辅助服务市场能够获得100～200元/(千瓦时年)的额外收益，新能源+储能在部分弃风弃光地区具有一定的经济性。但由于新能源项目趋于平价，且弃风弃光情况逐步改善，仅靠解决弃电为主要收益模式

鼓励新能源项目配储能。虽未有强制之意，但实际上新能源企业心知肚明，若新能源项目不配备储能参与调峰，新能源并网接入时间表将被后置。电网企业在项目接入方案中，也会选择将配置储能作为前置条件。如此，平价风电

储能是能源版图的要塞，储能兴，电力市场则兴。然，在当前的制度设计、技术经济条件下，新能源强配储能并不合时宜。 新能源配储能由暗到明 在政策约束下，新能源储能项目被储能业视为新贵，殊不知新能源发电
、吉林、山东、湖南等十余省将储能写入新能源竞价、平价项目配置方案，原本秘而不宣的商业规则由暗到明。 政策约束，储能成标配 新能源配储能并不是新鲜事物。早在2017年，青海省发改委便在《2017年度风电