18省新能源項目配儲最新要求

隨著風電、光伏滲透率的提高，各省對于新能源項目配置儲能/靈活性調節資源的要求越來越嚴格。智匯光伏根據各省發布的新能源項目名單情況，統計了18省新能源項目配置儲能的要求，如下表所示。

【資料圖】

表：18省新能源項目配儲情況

各省新能源項目配儲的詳細要求

內蒙古自治區

2022年3月4日，內蒙古自治區人民政府辦公廳發布《關于推動全區風電光伏新能源產業高質量發展的意見》，意見指出：

新建市場化并網新能源項目，配建儲能規模原則上不低于新能源項目裝機容量的15%，儲能時長4小時以上；新建保障性并網新能源項目，配建儲能規模原則上不低于新能源項目裝機容量的15%，儲能時長2小時以上。

福建省

2022年10月19日，福建省發改委下發《關于公布2022年集中式光伏電站試點項目名單的通知》，對于新增的新能源項目調峰資源配置要求如下：

如果儲能與項目同步投產，則配建不小于項目規模10%（時長不低于2小時）；

如果儲能未按要求與同步投產，配建不小于項目規模15%（時長不低于4小時）；

山東省

2022年8月31日，山東省能源局印發《山東省風電、光伏發電項目并網保障指導意見（試行）》，文件提出：

市場化項目按照儲能優先的原則由高到低排序，依次納入年度開發建設容量，直至達到容量規模上限。納入年度開發建設容量的項目即為年度重點實施項目。

2022年12月12日，國網新能源云公布了山東54個項目市場化光伏項目名單，規模合計693萬千瓦。項目的儲能配比在10%*8h~42%*2h，基本都是按每10MW光伏電站，配置約8MWh的比例。

2023年6月27日，山東省發改委、山東省能源局聯合印發《魯北鹽堿灘涂地風光儲輸一體化基地“十四五”開發計劃》的通知，批復了18.88GW的風光項目，配儲比例為30%、2小時；

甘肅省

2021年11月19日，嘉峪關市人民政府辦公室下發《嘉峪關市新能源項目指標配置指導意見》，要求申報項目儲能系統要求，儲能規模不低于項目規模的20%*2h。

2022年12月9日，甘肅省定西市發改委發《定西市“十四五”第二批風光電項目競爭性配置公告》，儲能系統要求：項目新增儲能不低于項目規模的15％，儲能設施要求連續儲能時長均不低于2小時，鼓勵選擇效率更好的集中式電網側儲能方式。

2022年11月22日，甘肅省平涼市人民政府發布《平涼市“十四五”第二批風光電項目競爭性配置公告》，項目新增儲能不低于項目規模的15％，儲能放電時長不小于2小時，鼓勵選擇效率更好的集中式電網側儲能方式。儲能比例達不到最低要求的，不得參與本次競配。

安徽省

2022年6月20日，安徽省能源局正式下發了《關于2022年第一批次風電和光伏發電項目開發建設方案》的通知。全省共下發2GW光伏項目、1GW風電項目。其中，

光伏項目配置13%左右、2小時的儲能，共253.7MW；風電項目配置27%左右、2小時的儲能，共265.3MW；

2022年9月9日，安徽省能源局下發了《關于開展 2022 年第二批次風電和光伏發電項目建設規模競爭性配置工作的通知》，對于儲能配置要求如下：

（1）企業可通過自建、合建共享或者購買服務等市場化方式配置電化學儲能，電化學儲能電站按照國家和省能源局要求建設。（2）自建儲能電站須不遲于發電項目投運。合建共享或者購買服務等市場化方式配置儲能的按照省能源局關于獨立儲能建設有關要求執行。（3）電化學儲能電站連續儲能時長 2 小時，其他參數應滿足相關法律法規和標準規范要求。

青海省

2022年10月11日，青海省能源局發布《2022年青海省新能源開發建設方案》，下發新能源項目共5類，規模合計1455.8萬千瓦。其中：

國家第二批大型風電光伏基地項目：配置20%*4小時儲能；

增量混改、普通市場化項目：配置15%*4小時儲能。

江西省

2023年4月13日，江西省能源局下發《關于做好2023年風電、光伏發電競爭優選工作的通知》，對于新增的新能源項目調峰資源配置要求如下：

優先支持煤電和新能源聯營項目(含火電靈活性改造)和已建設的“新能源+儲煤”項目。

申報競爭優選的項目應同步落實調峰能力 (火電靈活性改造，10%、2小時儲能等)。需要新建接網工程的項目，其接網工程應已納入江西省電網發展規劃項目庫。

江蘇省

2023年4月17日，江蘇省發展改革委發布《關于進一步做好光伏發電市場化并網項目配套調峰能力建設有關工作的通知》，對于新增的新能源項目調峰資源配置要求如下：

1）為確保電網調峰安全，火電機組靈活性改造、抽水蓄能不再作為市場化并網項目配套調峰能力。

2）新增納入實施庫的光伏發電市場化并網項目，均應采取自建、合建或購買新型儲能(包括電化學、壓縮空氣、重力儲能等)方式落實市場化并網條件。

3）光伏發電市場化并網項目全生命周期內，均應配套相應的調峰能力。

儲能配比要求：長江以南地按照功率8%及以上比例配建調峰能力，時長兩個小時；長江以北地區原則上按照功率10%及以上比例配建調峰能力，時長兩個小時。

廣西自治區

2023年5月8日，廣西壯族自治區發改委發布《關于申報2023年陸上風電、集中式光伏發電項目的通知》，對于新增的新能源項目調峰資源配置要求如下：

項目需承諾配建一定比例儲能設施或購買相應比例的共享儲能服務。

其中陸上風電和集中式光伏發電項目配置比例分別為20%和 10%。新型儲能主要設備性能應符合國家相關標準規范，有效運行年限不低于 10 年，原則上額定功率下連續充放電時間不低于 2小時,交流側效率不低于 85%放電深度不低于 90%電站可用率不低于 90%，充放電次數不低于 6000 次。儲能設施須與發電項目同步投運，購買共享儲能服務的，服務時間從項目并網之日計起。

西藏自治區

2023年5月18日，西藏自治區發展和改革委員會下發關于印發《2023 年?電、光伏發電等新能源項目開發建設方案》，對于新增的新能源項目調峰資源配置要求如下：

保障性并網光伏+儲能項目，配置儲能規模不低于光伏裝機容量的 20%，儲能時長不低于4小時，并按要求加裝構網型裝置。

廣東省

2023年5月30日，廣東省發展改革委、廣東省能源局發布《關于印發廣東省促進新型儲能電站發展若干措施的通知》，對于新增的新能源項目調峰資源配置要求如下：

2022年以后新增規劃的海上風電項目以及2023年7月1日以后新增并網的集中式光伏電站和陸上集中式風電項目，按照不低于發電裝機容量的10%、時長1小時配置新型儲能，配置新型儲能電站投產時間應不晚于項目本體首次并網時間。

后續根據電力系統相關安全穩定標準要求、新能源實際并網規模等情況，調整新型儲能配置容量；

鼓勵存量新能源發電項目按照上述原則配置新型儲能。

河南省

6月12日，河南省人民政府辦公廳發布《關于加快新型儲能發展的實施意見》，文件提出：

2021年及以后風光開發方案中的新能源項目，要嚴格按照開發方案中承諾的儲能配比配置儲能設施，儲能設施投運時間應不晚于新能源項目投運時間；如未投運，電網不得調度和收購其電力電量。

鼓勵已并網的存量新能源項目按照不低于裝機功率的 10%、時長不少于 2 小時的要求配置新型儲能設施，項目企業后續開發新能源項目時，其存量項目配置的儲能容量可與新建項目配套的儲能容量疊加參與競爭排名。

支持新能源項目租賃獨立儲能容量。對2023 年及以后申請納入年度風光開發方案的新能源項目，租賃獨立儲能項目容量并簽訂10年以上長期租賃協議的，同等條件下優先納入。

云南省

2023年3月23日，云南省發改委、云南省能源局發布《關于進一步規范開發行為加快光伏發電發展的通知》，《通知》通知提出：

按照2023—2025年每年建設規模不小于1500萬千瓦，經省發展改革委會同有關部門審核后，由省發展改革委、省能源局于每年年底前印發下一年年度建設方案。

光伏項目按照裝機的10%配置調節資源，可通過自建新型儲能設施、購買共享儲能服務和購買燃煤發電系統調節服務等方式實現。云南之前的文件中曾明確220元/kW*年的煤電調節租金。

湖北省

2023年6月21日，湖北省能源局發布《關于發布2023年新型儲能電站試點示范項目的通知》，共21個項目納入新型儲能電站試點示范項目，總規模為1GW。并提出：

按照儲能電站調節容量的5倍配置新能源項目。相當于新能源項目配儲比例為20%。

貴州省

2023年4月，貴州能源局分兩批下達30.4GW風光項目名單。下發文件中未明確要求新能源項目配置儲能。然而，

2023年7月6日，貴州省能源局、發改委下發《關于開展我省2023年獨立儲能示范項目建設有關工作的通知》，提出：

示范項目可按裝機容量的1.4倍向風電、光伏發電項目提供租賃服務，價格為150-200元/千瓦時，鼓勵簽訂5年及以上的中長期容量租賃協議或合同。

陜西省

2023年5月，陜西省下發的《陜西省2023年風電光伏發電項目保障性并網規模競爭性配置辦法》中，未要求新增新能源項目配置儲能。

河北省

2023年6月29日，河北省發改委下發《河北省風電、光伏發電年度開發建設方案擬安排項目情況公示》，對于新增的新能源項目調峰資源配置要求如下：

各市申報的保障性項目中，經審核具備電網和用地條件的項目納入保障性項目清單，保障性并網項目需配置一定比例儲能或購買儲能調峰服務（冀北電網20% 2h，南網15% 2h），項目單位需出具承諾配置儲能并與風光項目同步投產。

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