储能配置规模
)因地制宜谋划的其他产业项目，需经省级有关部门评估同意后方可实施。五、实施路径(一)加强规划统筹。省发展改革委、省工业和信息化厅、省能源局加强对绿电直连项目的统筹规划，确保绿电直连模式有序发展。用电负荷规模
确定电源类型、装机规模和储能规模，以自发自用为主，余电上网为辅，电源年自发自用量占总可用发电量的比例应不低于60%，占总用电量的比例应不低于30%，2030年前不低于35%，上网电量占总可用发电量的比例
直连项目基本上会百分百申报容量。由于风光发电‘靠天吃饭’，连续多日风光出力近乎全无的情况并不少见，而储能配置规模过大于项目而言并不划算。”国家电投集团经济技术研究院战略与情报所所长裴善鹏表示，“当然
不低于30%的要求，可倒逼项目尽可能提升新能源项目装机规模，确保项目对能源结构优化做出实际贡献。从以上两方面加以双重约束，可较好兼顾项目的安全和绿色要求。”上海市经济信息中心低碳中心副主任蒋文闻表示
。文件指出，取消同一法人限制，调整为项目配套电源、内部直连线路、负荷、储能可以是同一投资主体，也可以是不同投资主体。取消储能配置规模要求，调整为按需配置储能规模要求项目配套新能源利用率不低于90%新能源
2025年3月底，全国风电光伏发电合计装机达到14.82亿千瓦，历史性超过全口径的火电装机，今后也将成为常态。新能源装机规模持续增加，其消纳压力同步渐显。全国新能源消纳监测预警中心数据显示，2025年3月
决策权，鼓励各地因地制宜，结合本地电力供需、新能源消纳等实际情况，制定差异化实施路径。在传统电力系统中，电网企业承担着所有接入项目的供电责任，然而，随着新能源大规模接入，这种“无限责任”模式导致
近日，阿拉善盟能源局发布2025年首批新能源项目建设通知，计划开发分散式风电、分布式光伏各 10
万千瓦。单个分散式风电规模不应超过50兆瓦。单个分布式光伏方面，自然人户用、非自然人户用、一般
体，合理安排项目规模和开发时序，发挥分布式新能源的灵活性，促进当地能源产业结构调整。二、实施计划结合2025年1-4月阿拉善电网新能源消纳条件和用电负荷增长情况，计划实施分散式风电规模10万千瓦，分布式光伏规模
结语当前，国内外大多数新能源基地主要采用单一的储能配置形式。实际项目中，电化学储能相对规模较小，光热熔盐储能案例较少。且实际案例中，尚无多种大规模混合储能系统协同解决多尺度储能需求的案例，相关的优化
主要变化如下：(1)取消年总用电量不少于5亿千瓦时的申报条件;新增要求“配套建设的集中式新能源项目，规模不低于5万千瓦”。(2)取消15%(4小时)的储能配置要求;新增要求“工业园区绿色供电项目配套
增量配电网区域内新增负荷用能需求，配置相应新能源规模的市场化消纳新能源项目。工业园区绿色供电项目坚持自我消纳原则，新能源所发电量全部由工业园区内新增负荷消纳。相较2023年修订版实施细则，本次征求意见稿
)取消年总用电量不少于5亿千瓦时的申报条件;新增要求“配套建设的集中式新能源项目，规模不低于5万千瓦”。(2)取消15%(4小时)的储能配置要求;新增要求“工业园区绿色供电项目配套新能源利用率不低于90
%，通过充分挖掘配套负荷(含配套三余机组)、电源的调节能力以及配置适当规模的调节设施等方式”。(3)“保证从公用电网受电电力峰谷差率不高于新增负荷自然峰谷差率”，修改为“保证公用电网向项目整体供电曲线的
“机制电价”需慎重考量，走机制电价将失去绿证单独售卖权，高比例消纳项目可不走机制电量。基于这些变化，未来光伏资产将更细分，估值变动增大，新能源资产现金流良好，虽难以与地方债规模相比，但对城投公司改善
系统成本，特别是光伏组件成本的显著下降，成为这一增长奇迹的关键引擎。从2022年每瓦2元的高位，一路下行至当下0.7元左右(尽管近两个月价格有所上扬)，成本的大幅削减为行业的规模化扩张与技术升级奠定了
，纳入机制的电量规模由各地按国家要求合理确定，机制电价通过市场化竞价方式确定。136号文发布后，对电站开发及运营产生了深远影响，近日，多家光伏电站开发商在2025光伏发电项目技术经济性论坛纷纷就此政策
重视、以及储能配置政策的灵活性增加等。这些变化带来了诸多不确定性，要求相关企业具备更强的投资、数字化和交易能力来应对。首先，企业需要重新审视和调整其全国布局策略。鉴于东部电价较高，企业可能会考虑在
