中國儲能網訊：
11省市
光伏配套儲能
貴州省明確，為了提升新建風電、光伏發(fā)電項目電力消納能力，需要合理規(guī)劃建設適當規(guī)模新型儲能設施，新型儲能設施的建設管理要堅持安全第一，原則上不得新建大型動力電池梯級利用儲能項目。
甘肅省明確，儲能配置要求，河西地區(qū)(酒泉、嘉峪關、金昌、張掖、武威)最低按電站裝機容量的10%配置，其他地區(qū)最低按電站裝機容量的5%配置，儲能設施連續(xù)儲能時長均不低于2小時，儲能電池等設備滿足行業(yè)相關標準。在滿足儲能配置最低比例基礎上，配套儲能規(guī)模比例、儲能時長較高者得分高。
湖北省明確，湖北省將優(yōu)先支持風光火互補項目、風光儲項目。源網荷儲和多能互補項目申報規(guī)模要不低于1GW，風光火補基地按照煤電新增調峰容量的2.5倍配置新能源項目，風光水（抽水蓄能）基地按照抽水蓄能電站容量的2倍配置新能源規(guī)模，對于可配置規(guī)模小于基地規(guī)模（1GW）的按照容量的10%、2小時以上配置儲能。
天津市明確，單體項目規(guī)模最大的分別為天津華電海晶“鹽光互補”1GW光伏發(fā)電項目、天津國電電力海晶鹽1GW光互補項目以及天津濱海新區(qū)龍源海晶鹽600MW光互補項目，上述項目儲能配比皆為10%，其余單體項目規(guī)模則主要集中在50～100MW范圍內。
河北省明確，在光伏保障性項目競爭配置方面，儲能配置方面占比10%，組件與逆變器的技術先進性占比10%。
山東省明確，分布式光伏發(fā)電項目由電網企業(yè)保障并網接入，在確保安全的前提下，鼓勵有條件的分布式光伏發(fā)電項目配置儲能設施，提升就地消納能力。
新疆維吾爾自治區(qū)明確，科學穩(wěn)妥的科學確定2021年首批新增風電或光伏發(fā)電項目消納空間。積極推動“源網荷儲一體化”和“風光儲一體化"協(xié)同發(fā)展。
山西省明確，大同、朔州、忻州、陽泉四市，建議項目在安全前提下配置10%及以上的儲能設施。文件強調了推進戶用光伏發(fā)電建設，在確保安全前提下，鼓勵有條件的戶用光伏項目配備儲能。
內蒙古自治區(qū)明確，在光伏競爭性配置方案中，評分標準包括前期工作深度、儲能配置、技術方案以及對自治區(qū)經濟社會高質量發(fā)展的貢獻四項。儲能配置方面要求電化學儲能配置不低于項目裝機容量15%（2小時）。
吉林省明確，鼓勵“源網荷儲一體化和多能互補”項目開發(fā)建設；鼓勵與風電、光伏發(fā)電、儲能、氫能等配套上下游產業(yè)鏈相結合。
安徽省對于配儲方面，安徽省市場化項目并網條件要求申報項目承諾配置電化學儲能裝機容量占申報項目裝機容量的一定比例，且得分為45分。企業(yè)可自建、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有關規(guī)范和省能源局要求建設；自建儲能電站須不遲于發(fā)電項目投運。合建共享或者購買服務等市場化方式配置電化學儲能的按照省能源局關于集中式儲能建設有關要求執(zhí)行；儲能電站連續(xù)儲能時長1小時，循環(huán)次數不低于6000次，系統(tǒng)容量10年衰減不超過20%；不得采用動力電池梯級利用方式新建儲能項目。
15省 布局“風光儲/源網荷一體化”
福建：推動源網荷儲一體化，提升能源利用效率和發(fā)展質量。
貴州：科學發(fā)展風、光等新能源，推動風光水火儲一體化發(fā)展，建設畢節(jié)、六盤水、安順、黔西南、黔南等百萬千瓦級光伏基地，鼓勵分散式、分布式光伏發(fā)電及風電項目建設。依托已有的大型水電基地，打造烏江、北盤江、南盤江、清水江水風光一體化千萬千瓦級可再生能源開發(fā)基地。
河南：推動風光水火儲一體化和源網荷儲一體化發(fā)展，支持大數據中心等用電大戶配套建設儲能設施，促進可再生能源靈活消納，建設多能互補清潔能源基地和儲能產業(yè)基地。
湖北：加強儲能技術裝備等研發(fā)與應用，實施一批風光水火儲一體化、源網荷儲一體化示范項目。
湖南：風光水火儲一體化——主要指側重電源基地開發(fā)，結合當地資源條件和能源特點，因地制宜采取風能、太陽能、水能、煤炭等多能源品種發(fā)電互相補充，并適度增加一定比例儲能，統(tǒng)籌各類電源的規(guī)劃、設計、建設和運營。推進環(huán)洞庭湖和湘南“風光水火儲一體化”基地建設。
寧夏：風光儲一體化建設工程——發(fā)揮重點地區(qū)風能、太陽能等資源組合多能互補優(yōu)勢，推進寧東、紅寺堡、鹽池、中寧等風光儲一體化建設。
青海：建設國家清潔能源示范省，加快海西、海南清潔能源開發(fā)，打造風光水儲多能互補、源網荷儲一體化清潔能源基地，完善可再生能源消納機制，促進更多就地就近消納轉化。加快黃河上游水電站規(guī)劃建設進度，打造黃河上游千萬千瓦級水電基地。
山東：加快發(fā)展光伏發(fā)電，建設鹽堿灘涂地千萬千瓦風光儲一體化基地和魯西南采煤沉陷區(qū)光伏發(fā)電基地。
山西：開展風光火儲輸一體化項目示范，依托晉能控股等集團，探索大容量、高參 數煤電項目與風電、光伏、儲能項目一體化布局；推動山西交控集團交通領域智慧能源示范項目， 探索新能源與交通設施協(xié)同發(fā)展。
四川：重點推進涼山州風電基地和“三州一市”光伏基地建設，加快金沙江流域、雅礱江流域等水風光一體化基地建設。
云南：統(tǒng)籌協(xié)調風能、太陽能等新能源開發(fā)利用,以金沙江下 游、瀾滄江中下游大型水電站基地以及送出線路為依托,建設 “風光水儲一體化”國家示范基地.推進煤電一體化建設,強化煤電節(jié)能減排改造升級.優(yōu)化能源結構,解決 “豐平枯緊”結構 性問題。
規(guī)劃建設31個新能源基地，裝機規(guī)模,1090萬千瓦。建設金沙江下游、瀾滄江中下游、紅河流域 “風光水儲一體化”基地， 以及 “風光火儲一體化”示范項目新能源裝機共1500萬千瓦。
甘肅：堅持集中式和分布式并重、電力外送與就 地消納結合,著力增加風電、光伏發(fā)電、太陽能熱發(fā)電、抽水蓄能發(fā) 電等非化石能源供給,形成風光水火儲一體化協(xié)調發(fā)展格局。
廣西：大力發(fā)展清潔能源，深度開發(fā)水電，安全穩(wěn)妥發(fā)展先進核電， 積極開發(fā)陸上風電和光伏發(fā)電，建設紅水河水風光一體化基地。探索“風光水火儲”、“源網荷儲”一體化發(fā)展模式，創(chuàng)新消納方式，提升消 納能力。
遼寧：積極推動“風光水火儲一體化”和 “源網荷儲一體化”發(fā)展。
內蒙：到 2025 年，新能源成為電力裝機增量的主體能源，新能源裝機比重超過 50%。推進源網荷儲一體化、風光火儲一體化綜合應用示范。
13省市
明確“風光”裝機規(guī)模建設指標
河北省為完成2021年非水電最低消納責任，光伏保障性并網項目規(guī)模為11GW，涉及11個市區(qū)；風電保障性并網規(guī)模為5GW，僅允許承德與張家口申報。即2021年河北省風電、光伏保障性并網項目規(guī)模為16GW，戶用與分布式光伏則不包含在內。
內蒙古自治區(qū)2021年計劃新安排集中式光伏發(fā)電項目380萬千瓦，其中蒙西地區(qū) 330萬千瓦、蒙東地區(qū)50萬千瓦。2021年計劃新安排集中式風電項目620萬千瓦，其中蒙西地區(qū)440萬千瓦、蒙東地區(qū)180萬千瓦。
四川省明確，到2025年底建成光伏、風電發(fā)電裝機容量各1000萬千瓦以上。
天津市明確，涉及光伏、風電規(guī)模共計5.3GW，新增光伏項目4.32GW，風電項目0.98GW。
安徽省明確，本次安徽省新增的風電、光伏發(fā)電建設規(guī)模6GW，分兩次進行競爭性配置。根據實際情況，安徽省2021年用于進行競爭性配置的光伏并網規(guī)模400萬千瓦，第一次競爭性配置150萬千瓦，第二次競爭性配置250萬千瓦。2021年用于進行競爭性配置的風電并網并網規(guī)模100萬千瓦，全部用于第二次競爭性配置。
山西省明確，2021年、2022年山西省需新增風電、光伏發(fā)電并網規(guī)模1120萬千瓦。文件明確晉北三市暫不考慮風電競配項目，其余地市風光發(fā)電項目規(guī)模按2:8比例申報。據此估算，山西2021年風電224萬千瓦，光伏896萬千瓦。
廣東省指出，根據國家下達的廣東省非水電可再生能源電力最低消納責任權重要求，確定2021年度廣東省風電、光伏發(fā)電保障性并網規(guī)模為900萬千瓦，主要用于安排存量項目。
河南省爭取2025年全省可再生能源裝機達到5000萬千瓦以上，力爭風電光伏發(fā)電新增裝機2000萬千瓦左右，奮力向構建以新能源為主體的新型電力系統(tǒng)目標邁進。
甘肅省明確，2021-2022年甘肅省安排新增風電、光伏發(fā)電項目建設規(guī)模1200萬千瓦。
陜西省明確，2021年保障性并網風電和光伏發(fā)電建設規(guī)模為600萬千瓦。
江蘇省“十四五”期間，將進一步優(yōu)化風電、 光伏發(fā)電結構，力爭全省2025年風電和光伏發(fā)電總裝機容量達到6300萬千瓦以上。
新疆維吾爾自治區(qū)明確，根據國家下達新疆2021年度非水電最低消納責任權重12.5%，2022年非水電消納責任權重最低預期值13.75%目標，擬安排新疆2021-2022年新增風電、光伏發(fā)電項目保障性并網規(guī)模約5.26GW。
廣西壯族自治區(qū)2021年保障性并網風電項目56個，規(guī)模為5.61GW；保障性并網光伏項目47個，規(guī)模為4.66GW，分布式光伏項目則直接進入年度建設方案。
19省市具體政策通知要點如下：
河南?。?/strong>力爭風電光伏發(fā)電新增裝機2000萬千瓦左右
《河南省發(fā)展和改革委員會關于進一步推動風電光伏發(fā)電項目高質量發(fā)展的指導意見》
《意見》明確，持續(xù)推動河南省風電、光伏發(fā)電高質量躍升發(fā)展，爭取2025年全省可再生能源裝機達到5000萬千瓦以上，力爭風電光伏發(fā)電新增裝機2000萬千瓦左右，奮力向構建以新能源為主體的新型電力系統(tǒng)目標邁進。
依托當地資源條件、網架結構及能源生產消費特點，整體規(guī)劃風電、光伏發(fā)電規(guī)模和布局，推動風電、光伏發(fā)電與現有火電、水電等傳統(tǒng)能源多能互補。
加強項目全過程管理，設立儲備、前期、建設三個項目庫，各項目庫有效銜接、限時考核、動態(tài)調整。各地要加強入庫項目信息監(jiān)測，按照“儲備一批、成熟一批、建設一批”的發(fā)展思路，分批推進、分步實施。
堅持集約高效建設光伏發(fā)電。光伏發(fā)電項目要突出節(jié)約集約用地導向，應當優(yōu)先利用現有建筑物、構筑物及其附屬設施建設，積極支持產業(yè)集聚區(qū)、工業(yè)園區(qū)建設集中連片分布式光伏項目。具備條件的地區(qū)可結合采媒沉陷區(qū)、石漠化、油井礦山廢棄地治理等，適時開展創(chuàng)新性強、綜合效益高、示范帶動強的高質量“光伏+”基地建設，原則上不支持無技術進步目標、無市場機制創(chuàng)新、價格競爭能力弱的普通集中式光伏電站。
推動資源開發(fā)與裝備制造協(xié)同發(fā)展。支持風電、光伏發(fā)電、儲能等相關裝備制造基地做大做強，不斷提升裝備制造企業(yè)自主研發(fā)能力和先進制造產能，打造具有市場競爭優(yōu)勢的完整產業(yè)鏈條。
堅持增存掛鉤嚴格考核。建立完善考核制度。加強省級年度開發(fā)方案引導作用，把已核準未并網存量項目建設情況作為各地新增規(guī)模的重要依據，優(yōu)先支持項目推進快的市縣開發(fā)項目，對已核準未并網存量項目多、進展嚴重滯后、生態(tài)環(huán)境有破壞的市縣，減少或暫緩安排新增規(guī)模，并在能源消耗總量和強度“雙控”、煤炭消費減量替代專項等考核中予以扣分處理。對建設進度滯后的項目，視情況采取自行落實消納條件、降低保障消納小時數、直至取消并網資格等約束機制。
逐步建立完善風電、光伏發(fā)電項目后評價制度，對明顯超出合理工期，建設運行管理水平低，運行出現安全事故造成嚴重后果，或受到環(huán)保、水利、林業(yè)、自然資源等部門行政處罰的項目及其業(yè)主，在后續(xù)項目申報中予以限制，情節(jié)嚴重的，納入黑名單，禁止在豫開發(fā)新能源項目。
河南?。合{空間4GW+！
《河南省發(fā)展和改革委員會關于2021年風電、光伏發(fā)電項目建設有關事項的通知》
《通知》指出，對于存量項目的建設：按照國家要求，2020年底前依法依規(guī)獲得核準且在核準有效期內的風電項目、2019年和2020年平價風電光伏項目、以及競價光伏項目，直接納入保障性并網項目范圍。原則上應于2021年底前建成并網。對于明顯超出合理工期的存量項目（風電項目自核準之日起超過3年、光伏發(fā)電項目自列入相應年度方案起超過2年未建成并網），不支持項目業(yè)主及主要投資方在豫繼續(xù)開發(fā)新能源項目，對確實不具備建設條件的，各地應及時予以廢止。
經測算，存量項目按期建成后，可支撐河南省2021年和2022年非水電消納責任權重目標，河南今年將不再組織新增保障性并網項目。
為穩(wěn)步推進風、光向平價全面過度，河南省轄市發(fā)展改革委統(tǒng)一組織市場化項目申報。根據文件，對于不新增用地、利用固定建筑物屋頂及其附屬場所建設的光伏發(fā)電項目，不限申報規(guī)模，參照保障性并網政策，由電網企業(yè)保障并網。其中，0.6萬千瓦以下的（含戶用光伏項目）光伏發(fā)電項目，備案后自行建設；0.6萬千瓦及以上的，由各市填報《0.6萬千瓦及以上光伏發(fā)電項目匯總表》，于7月15日前正式報河南省發(fā)改委。
對于新增用地的集中式光伏電站項目，可結合采煤沉陷區(qū)、石漠化土地、油井礦山廢棄地治理等，統(tǒng)籌摸排資源，待各市（縣）整體開發(fā)方案編制完成、項目涉地、涉水、涉林政策及標準明確后另行組織。
另外，根據河南省新能源電力消納指引，共分為Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ類地區(qū)，今年I類、II類地區(qū)消納容量共計400萬千瓦。
陜西?。翰⒕W風電、光伏保障規(guī)模6GW
《關于開展陜西省2021年風電光伏發(fā)電項目開發(fā)建設有關工作的通知》
7月13日，陜西省發(fā)改委正式印發(fā)《關于開展陜西省2021年風電光伏發(fā)電項目開發(fā)建設有關工作的通知》.根據文件，非水可再生能源電力消納責任權重和非化石能源消費占全省能源消費總量占比目標，通過競爭性配置確定2021年保障性并網項目，風電和光伏發(fā)電建設規(guī)模為600萬千瓦。為保障市級權限，落實項目責任，本次按照1200萬千瓦的建設規(guī)模申報，共涉及12個市縣，省級依據競爭配置辦法，確定600萬千瓦納入2021年年度實施方案。
在競爭性配置評分細則方面，企業(yè)能力占比為30%，包括總資產、凈資產、業(yè)績以及技術方面；前期工作占比50%；技術創(chuàng)新性占比15%，包含采用高效組件、逆變器以及跟蹤支架。另外，土地集約化利用方面，根據單位面積額定容量（光伏采用安裝容量）由高到低排序打分，占比5%。
文件明確，風、光單體項目規(guī)模分別不小于50MW，不高于250MW，非自然人分布式項目提供相關證明后可直接納入保障性并網規(guī)模。另外，本次申報不接受聯合體投標，申報項目得分相同的，優(yōu)先考慮省內業(yè)績突出的企業(yè)。取得網源荷儲或多能互補一體化項目的企業(yè)，根據情況取消或酌情減少2021年度保障性并網規(guī)模；統(tǒng)籌全省消納情況和特高壓通道外送，酌情考慮關中、陜北、陜南三大區(qū)域配置規(guī)模上限。
需要注意的是，申報文件申報企業(yè)通過縣（區(qū)）發(fā)展改革部門向市級發(fā)展改革部門提出申請，神木、府谷、韓城則直接向省發(fā)改委直接申報。
廣西壯族自治區(qū)：光伏保障性并網項目建設指標400萬千瓦左右
《廣西壯族自治區(qū)能源局關于印發(fā)2021年保障性并網陸上風電和光伏發(fā)電項目建設方案的通知》
《通知》明確，2021年保障性并網風電項目56個，規(guī)模為5.61GW；保障性并網光伏項目47個，規(guī)模為4.66GW，分布式光伏項目則直接進入年度建設方案。
需要注意的是，項目申報階段盡管很多企業(yè)申報規(guī)模均在300MW以上，但實際所獲規(guī)模并不突出，部分央國企更是無一項目進入保障性并網規(guī)模。
根據文件要求，從建設方案發(fā)布之日起，光伏項目半年內需要完成20%以上的投資和10%以上的組件安裝，一年內需要升壓站主體建設、設備安裝以及50%以上組件安裝，否則將不再納入保障性并網范圍，兩年內未建成的取消建設指標。另外，項目建成投產前不得擅自進行轉讓、項目業(yè)主變更、建設地點變更。
河北?。汗夥?1GW、風電5GW，分布式不限制
《河北省發(fā)展和改革委員會關于做好2021年風電、光伏發(fā)電開發(fā)建設有關事項的通知》
《通知》指出，河北省存量風、光項目可直接納入保障性并網規(guī)模，新增并網的保障性并網項目需要競爭性配置組織優(yōu)選項目。為完成2021年非水電最低消納責任，光伏保障性并網項目規(guī)模為11GW，涉及11個市區(qū)；風電保障性并網規(guī)模為5GW，僅允許承德與張家口申報。即2021年河北省風電、光伏保障性并網項目規(guī)模為16GW，戶用與分布式光伏則不包含在內。
在保障性項目申報方面，資金實力強、負債率低的企業(yè)優(yōu)先；需落實項目用地，提供拐點坐標且項目規(guī)模與用地面積相匹配；支持電源點配置儲能的項目優(yōu)先；優(yōu)先通過以技術降低土地成本或提高土地利用率的示范項目。
在光伏保障性項目競爭配置方面，項目前期工作占比最高為45%，其中土地落實與支持性文件占比為35%，儲能配置方面占比10%，組件與逆變器的技術先進性占比10%。
市場化并網項目則需落實并網條件后經評審下達建設計劃，并網條件主要包括配套新增的抽水蓄能、儲熱型光熱發(fā)電、火電調峰、新型儲能、可調節(jié)負荷等靈活調節(jié)能力。
本批次光伏保障性項目與市場化項目并網期限為2022年12月31日，風電項目并網期限為2023年12月31日。另外，已申報國家源網荷儲和多能互補示范項目不能重復申報省內保障性并網和市場化并網項目。嚴禁將配套產業(yè)作為項目開發(fā)建設的門檻，不得以任何名義增加新能源企業(yè)的不合理投資成本。
甘肅省：2021-2022年新增風電、光伏1200萬千瓦，配儲能10%
《甘肅省發(fā)展和改革委員會關于“十四五”第一批風電、光伏發(fā)電項目開發(fā)建設有關事項的通知》
《通知》明確，2021-2022年甘肅省安排新增風電、光伏發(fā)電項目建設規(guī)模1200萬千瓦。建立并網多元保障機制，積極鼓勵保障性并網范圍以外仍有意愿并網的項目通過自建、合建共享或購買服務等市場化方式落實并網條件后，由電網企業(yè)予以并網。并網條件主要包括配套新增儲熱型光熱發(fā)電、火電調峰、電化學儲能、可調節(jié)負荷等靈活調節(jié)能力。
同時，各地三年整體開發(fā)方案要突出工作重點。白銀、慶陽兩市三年整體開發(fā)方案要與隴電入魯工程配套風光電項目做好銜接。金昌、武威、張掖三市三年整體開發(fā)方案要統(tǒng)籌做好保障性并網項目、市場化并網項目與河西第二條特高壓直流工程配套風光電項目規(guī)劃銜接，為基地外送通道項目預留空間；其中保障性并網項目要建設一定規(guī)模的“光伏+治沙”項目。酒泉市三年整體開發(fā)方案要統(tǒng)籌好酒湖直流工程配套風電項目和新建項目的關系，對新增項目適度集中建設。蘭州、甘南等其他市州要結合鄉(xiāng)村振興戰(zhàn)略，適度開展“光伏+農業(yè)”“光伏+牧業(yè)”項目建設。
積極督促存量項目建設進度，對于長期核準(備案)而不建設的項目，及時組織清理，對確實不具備建設條件的項目，應及時予以廢止。
此外，儲能配置要求，河西地區(qū)(酒泉、嘉峪關、金昌、張掖、武威)最低按電站裝機容量的10%配置，其他地區(qū)最低按電站裝機容量的5%配置，儲能設施連續(xù)儲能時長均不低于2小時，儲能電池等設備滿足行業(yè)相關標準。在滿足儲能配置最低比例基礎上，配套儲能規(guī)模比例、儲能時長較高者得分高。
天津市：光伏配儲能10%、風電配儲能15%！
《關于做好天津市2021-2022年風電、光伏發(fā)電項目開發(fā)建設和2021年保障性并網有關事項的通知》
6月7日，天津市發(fā)布《關于做好天津市2021-2022年風電、光伏發(fā)電項目開發(fā)建設和2021年保障性并網有關事項的通知》，《通知》明確，按照“優(yōu)先存量、優(yōu)化增量''的原則，通過競爭配置等方式確定納入保障性并網規(guī)模的項目。
根據文件，項目申報要滿足與屬地政府簽署相應投資開發(fā)協(xié)議、有明確項目場址且簽署土地租賃協(xié)議以及相關手續(xù)獲取、政策支持性文件等。另外，規(guī)模超過50MW的項目要承諾配套建設一定比例的儲能設施或提供相應的調峰能力，光伏為10%，風電為15%，且儲能設施須在發(fā)電項目并網后兩年內建成投運。
在項目納保方面，2020年底前已核準且在核準有效期內的風電項目、2019年和2020年平價、競價光伏發(fā)電項目具備建設條件的可直接納入；新增“全額上網”的集中式光伏、風電以及分散式風電項目則通過競爭性配置納入；新增“全部自發(fā)自用”或“自發(fā)自用為主、余電上網”的分布式項目以及“全額上網”的分布式光伏由各區(qū)自行管理，直接納入保障性并網規(guī)模。
在競爭配置評分細則方面，儲能占比為30%、前期工作深度占比為50%。需要注意的是，相同或臨近地點建設的歸屬同一集團公司的多個項目，單體容量不超過50MW的，全部視為同一項目。另外要強調的是，項目業(yè)主在天津若存在2018年及以前核準未開工的風電項目，以及備案2年以上未開工的光伏發(fā)電項目（含分布式），每存在一個扣1分，允許出現負分。
在并網期限方面，納入2021年保障性并網規(guī)模的項目原則上應在2021年12月31日前建成投產；通過競爭方式納入2021年保障性并網規(guī)模的集中式項目要在核準一年之內開工建設，分散式風電則需在兩年之內建成投產，分布式光伏自備案之日起應在一年內建成投產。
最后，文件還要求，嚴禁企業(yè)以陰陽合同、股權質押等方式變相圈占資源和倒賣項目。嚴禁企業(yè)隨意拆分項目。相同或臨近地點建設的歸屬同一集團公司的多個項目，單體容量不超過5萬千瓦的，全部視為同一項目，儲能設施配比按終期建設容量考慮。
《關于天津市2021-2022年風電、光伏發(fā)電項目開發(fā)建設方案的公示》
8月9日，天津市發(fā)改委公示了《關于天津市2021-2022年風電、光伏發(fā)電項目開發(fā)建設方案》，涉及光伏、風電規(guī)模共計5.3GW，新增光伏項目4.32GW，風電項目0.98GW。
從項目情況來看，單體項目規(guī)模最大的分別為天津華電海晶“鹽光互補”1GW光伏發(fā)電項目、天津國電電力海晶鹽1GW光互補項目以及天津濱海新區(qū)龍源海晶鹽600MW光互補項目，上述項目儲能配比皆為10%，其余單體項目規(guī)模則主要集中在50～100MW范圍內。明確在今年年底并網的項目有3個，規(guī)模為2.05GW，其余項目則分別在三年內并網。
四川?。?年風、光新增共20GW
四川省發(fā)展和改革委員會、四川省能源局關于印發(fā)《四川省“十四五”光伏、風電資源開發(fā)若干指導意見》的通知
《通知》提出，四川省到2025年底建成光伏、風電發(fā)電裝機容量各1000萬千瓦以上。該文件有效期5年。
文件還指出，因地制宜進行開發(fā)模式。通過風光水互補開發(fā)：將流域梯級水電站周邊一定范圍內的光伏、風電就近接入水電站，利用水電站互補調節(jié)和其通道送出，提高送出通道利用率。按照國家“十四五”風光水一體化可再生能源綜合開發(fā)基地建設要求，規(guī)劃建設金沙江上游、金沙江下游、雅礱江流域、大渡河中上游4個風光水一體化可再生能源綜合開發(fā)基地。推進其他流域水庫電站風光水互補開發(fā)。
“1+N”開發(fā)：通過光伏、風電資源開發(fā)，帶動當地產業(yè)（農業(yè)、林業(yè)、牧業(yè)、漁業(yè)、旅游業(yè)、制造業(yè)等）發(fā)展、生態(tài)環(huán)境治理、鄉(xiāng)村振興等，形成“1+N”開發(fā)模式。鼓勵通過光伏實證實驗基地建設，打造開放公共服務平臺，對先進設備、產品性能、技術方案等開展實證對比、實驗檢測，推廣應用光伏發(fā)電新技術、新材料、新模式。
此外，文件還強調，加強項目建設管理。目前，四川省能源局編制了全省“十四五”可再生能源發(fā)展規(guī)劃實施方案，審查攀枝花市、阿壩州、甘孜州和涼山州光伏基地規(guī)劃（2020年—2025年），完善涼山州風電基地規(guī)劃，明確年度建設規(guī)模及項目開發(fā)時序。其他地區(qū)按照可再生能源發(fā)展規(guī)劃實施方案有序開發(fā)。
新疆維吾爾自治區(qū)：新增保障性并網5.26GW，不得將產業(yè)配套作為開發(fā)門檻
根據文件，2021年全區(qū)內用風電、光伏發(fā)電量占全社會用電量的比重不低于12.5%，后續(xù)根據國家相關要求逐年提高，到2025年新疆維吾爾自治區(qū)非化石能源占一次能源消費比重達到20%左右。
在保障性項目方面，根據國家下達新疆2021年度非水電最低消納責任權重12.5%，2022年非水電消納責任權重最低預期值13.75%目標，擬安排新疆2021-2022年新增風電、光伏發(fā)電項目保障性并網規(guī)模約5.26GW。
2021年8月底前，已通過各地（州、市）競爭優(yōu)選、依法依規(guī)確定的新增風電、光伏發(fā)電項目，全部納入保障性并網項目范圍，2020年前核準、備案的存量項目直接納入保障性并網范圍。需要注意的是，光伏項目必須在2021年內全容量建成并網，風電項目必須在2022年6月底前全容量建成并網。
對于長期圍而不建的項目要及時清理，批而不建、長期觀望的企業(yè)則納入區(qū)域新能源項目建設失信名單。對于由于電網接入原因導致并網滯后的項目由國網新疆電力有限公司負責研究給予臨時并網等解決措施。
市場化項目可通過自建、合建共享或購買服務等市場化方式落實并網條件后，由國網新疆電力有限責任公司予以并網。戶用光伏發(fā)電項目由國網新疆電力有限公司保障并網消納，鼓勵有條件的戶用光伏項目配備儲能。
此外，建立區(qū)域新增規(guī)模與能耗考核聯動機制，對能耗雙控目標任務完成較好的地（州、市）給予激勵，適度增加2021-2022年保障性并網規(guī)模，反之則適當削減。能耗雙控將作為布局區(qū)域下一年度新增保障性并網規(guī)模的重要依據之一，對于超額完成非水權重前三位的市場主體將在下一年度的競爭性配置中給予激勵。
在保障措施方面，不得將配套產業(yè)作為項目開發(fā)建設的門檻，推動出臺土地、 財稅和金融等支持政策，減輕新能源開發(fā)建設不合理負擔。按月在國家可再生能源發(fā)電項目信息管理平臺，填報、更新核準（備案）、開工、在建、并網等項目信息。
電網企業(yè)要高度重視新能源配套工程建設，采取切實行動，盡快解決并網消納矛盾，對納入保障性并網規(guī)模的項目辦理并網接入開辟綠色通道，確保項目及時并網，每月10日前向自治區(qū)發(fā) 展改革委報送新能源并網和消納情況
山東省：鼓勵有條件的分布式光伏項目配置儲能
《山東省能源局關于2021年風電、光伏發(fā)電項目建設有關事項的通知》
《通知》指出，建立保障性并網、市場化并網等并網多元保障機制。2018年底前已核準且在核準有效期內的風電項目，列入2020年光伏競價名單但未并網的項目，2019、2020年的平價風電、光伏發(fā)電示范項目和競價轉平價等項目，納入山東省2021年保障性并網規(guī)模。存量項目由電網企業(yè)實行保障性并網。并網條件主要包括配套新增的抽水蓄能、火電調峰、新型儲能等靈活性調節(jié)能力
嚴格保障性并網項目建成投產時限。2019和2020年國家公布的競價、平價光伏發(fā)電項目，須在2021年底前全容量建成并網；其余項目須在2022年底前全容量建成并網。未按時并網的項目將被移除保障性項目名單，后續(xù)按市場化并網手續(xù)申報。
對于由電網企業(yè)投資建設配套送出工程的風電、光伏發(fā)電項目，在與項目業(yè)主協(xié)商確定風電、光伏發(fā)電項目配套送出工程并網時間的基礎上，由項目業(yè)主承諾項目開工和全容量建成投產時間，開展市場化并網項目申報工作；對于業(yè)主承諾自建配套送出工程的風電、光伏發(fā)電項目，在業(yè)主承諾項目開工和全容量建成投產時間的基礎上，開展市場化并網項目申報工作。新上光伏發(fā)電鼓勵和支持農光、漁光等融合發(fā)展；風電項目重點考慮在鹽堿灘涂地范圍內規(guī)劃建設風光儲一體化項目。
分布式光伏發(fā)電項目由電網企業(yè)保障并網接入，在確保安全的前提下，鼓勵有條件的分布式光伏發(fā)電項目配置儲能設施，提升就地消納能力。
廣東省：保障性并網規(guī)模9GW！
《廣東省能源局關于2021年風電、光伏發(fā)電開發(fā)建設有關事項的通知》
根據國家下達的廣東省非水電可再生能源電力最低消納責任權重要求，確定2021年度廣東省風電、光伏發(fā)電保障性并網規(guī)模為900萬千瓦，主要用于安排存量項目。2020年底前已核準且在有效期內的風電項目，2019年和2020年平價風電光伏發(fā)電項目、競價光伏發(fā)電項目，以及屋頂分布式光伏發(fā)電項目直接納入保障性并網范圍。由于存量項目規(guī)模已明顯超出保障性并網規(guī)模，今年不組織保障性并網項目競爭性配置。
各市要積極組織和推進保障性并網項目建設，確保在今年底前建成投產。已開工未并網項目，優(yōu)先考慮納入2022年保障性并網范圍。支持后續(xù)新增備案項目加快落實建設條件，盡快開工建設，鼓勵采取市場化方式并網，并網條件由發(fā)電企業(yè)與電網企業(yè)協(xié)商確定。對未納入今年保障性并網范圍且未采取市場化方式并網的項目，如今年底保障性并網規(guī)模仍有空間，將根據項目并網時序，按照“先并先得”的原則增補納入今年保障性并網范圍；如保障性并網規(guī)模無剩余空間，優(yōu)先考慮納入2022年保障性并網范圍。
吉林?。喊凑兆詭ж摵伞⒅苯优渲?、競爭配置三種方式建設規(guī)劃
《吉林省風電、光伏發(fā)電項目分配實施細則》
《通知》明確，優(yōu)先鼓勵國家組織實施的專項或示范工程；鼓勵“源網荷儲一體化和多能互補”項目開發(fā)建設；鼓勵與風電、光伏發(fā)電、儲能、氫能等配套上下游產業(yè)鏈相結合；鼓勵資源集中連片開發(fā)；鼓勵項目參與電力市場化交易。
吉林省將按照自帶負荷、直接配置、競爭配置三種方式確定風、光項目建設規(guī)劃。 其中，光伏發(fā)電項目競爭配置明確，在組件方面，多晶硅電池組件和單晶硅電池組件的最低光電轉換效率分別達到17%和17.8%，得1分，在此基礎上每增加0.3%增加1分，直至滿分（如采用多種組件，根據各種組件容量加權平均效率結果打分）。
在逆變器方面，光伏逆變器綜合效率達到98.2%，最高轉換效率達到99%要求的，得3分，具有核心裝置創(chuàng)新和更優(yōu)逆變器涉網性能參數（功率因數調節(jié)范圍與無功電壓支撐等）的，最高得2分。
上海市：相關開發(fā)區(qū)光伏新增規(guī)模按屬地原則納入相應區(qū)規(guī)模
《上海市發(fā)展和改革委員會關于2021年風電、光伏發(fā)電項目建設有關事項的通知》
《通知》指出，各區(qū)在不發(fā)生棄光、滿足消納條件的前提下，備案總規(guī)模不受規(guī)模實施方案的限制，相關開發(fā)區(qū)光伏新增規(guī)模按屬地原則納入相應區(qū)規(guī)模。2020年建設規(guī)模的完成情況納入節(jié)能降碳目標責任評價考核體系。
自2021年起，市發(fā)展改革委將根據國家下達的本市消納責任權重和本市可再生能源發(fā)展目標，于每年上半年下達年度可再生能源建設任務。
貴州?。簡蝹€工商業(yè)分布式光伏發(fā)電項目不超過6000千瓦
貴州省能源局關于印發(fā)《貴州省風電光伏發(fā)電項目管理暫行辦法》的通知
根據文件要求，規(guī)劃管理方面，明確省級能源主管部門負責全省風電、光伏發(fā)電發(fā)展規(guī)劃的制定和實施。市級能源主管部門根據需要制定本地區(qū)風電、光伏發(fā)電發(fā)展規(guī)劃，并上報省級能源主管部門。同時，省級能源主管部門根據國家風電、光伏發(fā)電相關政策和行業(yè)發(fā)展狀況，開展中期評估，適時組織滾動修編；負責建立全省風電、光伏發(fā)電規(guī)劃項目庫，項目庫實行動態(tài)管理。
年度管理方面，鼓勵“風光水火儲一體化”和“源網荷儲一體化”發(fā)展；鼓勵農光互補、林光互補等與其他產業(yè)融合開發(fā)；鼓勵區(qū)域內多個項目打捆聯合送出，提升消納能力；鼓勵結合石漠化治理、采煤沉陷區(qū)治理，充分利用各種邊坡、邊溝、灰場、填埋場等，充分挖掘土地利用空間。風電、光伏發(fā)電項目要與貴州省鄉(xiāng)村振興、大數據、大生態(tài)三大戰(zhàn)略行動相結合，因地制宜促進新型工業(yè)化、新型城鎮(zhèn)化、農業(yè)現代化和旅游產業(yè)化發(fā)展。
核準備案方面，納入年度建設規(guī)模的項目，投資主體在規(guī)定期限內落實資源、用地、電網接入、經濟可行性等條件后申請核準備案。原則上風電項目在12個月內完成項目核準，光伏發(fā)電項目在6個月內完成項目備案。
光伏發(fā)電項目實行備案制，集中式光伏電站項目由省級能源主管部門備案。戶用分布式光伏發(fā)電項目由縣級能源主管部門統(tǒng)籌管理，由當地電網企業(yè)登記項目信息并落實接網條件后，集中向縣級能源主管部門申請備案，項目備案具體到戶。工商業(yè)分布式光伏發(fā)電項目由縣級能源主管部門向市級能源主管部門申請備案。工商業(yè)分布式光伏發(fā)電項目需納入省級年度建設規(guī)模管理，單個項目不超過6000千瓦。
建設管理方面，風電、光伏發(fā)電項目取得核準備案后，優(yōu)先由電網企業(yè)承建新能源配套送出工程，滿足新能源并網需求，確保送出工程與電源建設的進度相匹配。
同時，為了提升新建風電、光伏發(fā)電項目電力消納能力，需要合理規(guī)劃建設適當規(guī)模新型儲能設施，新型儲能設施的建設管理要堅持安全第一，原則上不得新建大型動力電池梯級利用儲能項目。
云南?。喉椖坎捎?光伏+"復合光伏模式
《云南省能源局關于梳理上報2021年內可開工風電、光伏發(fā)電項目的通知》
《通知》指出，對2021年內具備新開工建設條件的集中式風電、光伏發(fā)電項目（已納入《云南省在適宜地區(qū)適度開發(fā)利用新能源規(guī)劃》的 31個新能源基地項目除外）進行了梳理。
光伏發(fā)電項目必須采用"光伏+"復合光伏模式，突出""光伏+生態(tài)修復、光伏+農業(yè)、光伏+林業(yè)、光伏+碳中和產業(yè)園""等試點示范。
內蒙古自治區(qū)：3.8GW光伏+6.2GW風電
《內蒙古自治區(qū)能源局印發(fā)關于2021年風電、光伏發(fā)電開發(fā)建設有關事項的通知?》
根據文件，2021年計劃新安排集中式光伏發(fā)電項目380萬千瓦，其中蒙西地區(qū)330萬千瓦、蒙東地區(qū)50萬千瓦。蒙西、蒙東地區(qū)每個盟市推薦上報參與競爭的集中式光伏發(fā)電項目規(guī)?？偤头謩e不得超過150萬千瓦、50萬千瓦。集中式光伏發(fā)電項目單體規(guī)模上限為30萬千瓦、下限為10萬千瓦，升壓站和外送線路均已建好的擴建項目下限為5萬千瓦。
2021年計劃新安排集中式風電項目620萬千瓦，其中蒙西地區(qū)440萬千瓦、蒙東地區(qū)180萬千瓦。蒙西、蒙東地區(qū)每個盟市推薦上報參與競爭的集中式風電項目規(guī)模分別不得超過200萬千瓦、150萬千瓦。集中式風電項目申報單體規(guī)模上限為50萬千瓦、下限為10萬千瓦。
在光伏競爭性配置方案中，評分標準包括前期工作深度、儲能配置、技術方案以及對自治區(qū)經濟社會高質量發(fā)展的貢獻四項。儲能配置方面要求電化學儲能配置不低于項目裝機容量15%（2小時）。若為物理儲能、光熱儲能或其他儲能形式， 調峰功率和容量不低于上述電化學儲能方案的相同效果。
文件要求，2020年底前核準（備案）且在核準有效期內的各類存量項目應在2021年底前并網投產，對于超出核準（備案）有效期而長期不建的項目，自治區(qū)能源局將根據國家要求組織清理，對確實不具備建設條件的，及時予以廢止。列入2021年度計劃的項目應于2022年12月31日之前并網。
湖北?。号渲?GW新能源項目
《湖北省2021年新能源項目建設工作方案（征求意見稿）》
根據文件，為有序規(guī)劃可再生能源項目的發(fā)展，湖北省將優(yōu)先支持風光火互補項目、風光儲項目，對在湖北省投資新能源裝備制造產業(yè)的企業(yè)配置一定比例的新能源規(guī)模。項目主要分為屋頂分布式光伏、源網荷儲和多能互補、產業(yè)發(fā)展配套項目以其他新能源項目，共四類。
源網荷儲和多能互補項目申報規(guī)模要不低于1GW，風光火補基地按照煤電新增調峰容量的2.5倍配置新能源項目，風光水（抽水蓄能）基地按照抽水蓄能電站容量的2倍配置新能源規(guī)模，對于可配置規(guī)模小于基地規(guī)模（1GW）的按照容量的10%、2小時以上配置儲能。
產業(yè)發(fā)展配套項目規(guī)模約5GW，全國前列的新能源制造企業(yè)新建裝備產業(yè)規(guī)模總投資不低于10億元，建成產值不低于50億元。第一筆投資不低于2億元到位且項目開工，配置200MW項目，投資過半再配置400MW，投資全部完成后再配置400MW。項目建成年產值達標且通過驗收后，再每年配置100萬千瓦的新能源項目，直至達到配置總規(guī)模。屋頂分布式光伏項目按照國家相關文件執(zhí)行，不參與年度規(guī)模配置，鼓勵在全省實施戶用光伏發(fā)電整村推進。
安徽?。盒略?GW光伏、風電保障性項目，要求配儲能
《安徽省能源局關于2021年風電、光伏發(fā)電開發(fā)建設有關事項的通知》
意見稿中明確，安徽省2021年的光伏與風電保障性規(guī)模，優(yōu)先用于安排存量項目。而除存量項目外，本次安徽省新增的風電、光伏發(fā)電建設規(guī)模6GW，分兩次進行競爭性配置。根據實際情況，安徽省2021年用于進行競爭性配置的光伏并網規(guī)模400萬千瓦，第一次競爭性配置150萬千瓦，第二次競爭性配置250萬千瓦。2021年用于進行競爭性配置的風電并網并網規(guī)模100萬千瓦，全部用于第二次競爭性配置。
普通的光伏電站申報要求，達到裝機容量6兆瓦及以上的光伏電站（不含單點并網裝機容量小于6兆瓦的分布式光伏發(fā)電項目），單個申報項目規(guī)模原則上不超過20萬千瓦。且申報項目應于2022年底前并網發(fā)電，2023年6月底前全容量并網。風電單個申報項目規(guī)模原則上不超過15萬千瓦，申報項目應于2023年底前并網發(fā)電，2024年6月底前全容量并網。
對于配儲方面，安徽省市場化項目并網條件要求申報項目承諾配置電化學儲能裝機容量占申報項目裝機容量的一定比例，且得分為45分。企業(yè)可自建、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有關規(guī)范和省能源局要求建設；自建儲能電站須不遲于發(fā)電項目投運。合建共享或者購買服務等市場化方式配置電化學儲能的按照省能源局關于集中式儲能建設有關要求執(zhí)行；儲能電站連續(xù)儲能時長1小時，循環(huán)次數不低于6000次，系統(tǒng)容量10年衰減不超過20%；不得采用動力電池梯級利用方式新建儲能項目。
對于存量項目，安徽省能源局要求加快存量項目的建設。2020年底前已核準且在核準有效期內的風電項目、2019年和2020年平價風電光伏項目，以及競價光伏項目等存量項目，直接納入保障性并網項目范圍。納入保障性并網規(guī)模的存量項目應按照承諾時限建成并網，未按時完成并網和全容量并網的，將收回未使用的保障性并網規(guī)模，并對投資主體實施相應懲戒。與此同時，還要求全省加快推進分布式光伏發(fā)電項目建設，分布式光伏發(fā)電項目由電網企業(yè)保障并網接入；并按照國家規(guī)定給予戶用光伏0.03元的補貼。
江蘇省：5年力爭風電和光伏發(fā)電總裝機容量達6300萬千瓦以上
《關于做好2021年風電和光伏發(fā)電項目建設工作的通知》
根據文件，江蘇省將全力推動光伏發(fā)電與建筑、鄉(xiāng)村振興、農業(yè)、 交通等產業(yè)融合，一方面是全面推進分布式光伏發(fā)展，在新建工商業(yè)企業(yè)建筑開展光伏建筑一體化試點；另一方面是加快推進“光伏+”綜合利用，推動光伏與農業(yè)大棚、魚塘水面、沿海灘涂、采煤塌陷區(qū)、沿線公路設施、大數據中心等產業(yè)融合發(fā)展。另外，對于利用鐵路沿線設施、高速公路服務區(qū)及沿線設施等建設的量多面廣的光伏發(fā)電項目，各設區(qū)市發(fā)展改革委要簡化備案程序。
項目方面則按照保障化并網項目與市場化并網項目分類，2021年1月1日之后的光伏項目（戶用除外）需要通過競爭性配置納入保障性并網規(guī)模，或落實市場化并網條件后納入市場化并網范圍，具體條件另行通知。
需要注意的是，2020年12月31日（含）之前已核準且在核準有效期內的風電項目、2019年和2020年平價風電和光伏項目、以及競價光伏項目直接納入保障性并網項目范圍。風電項目需要在2022年底前建成并網，光伏項目需要在2021年年底前建成并網。
另外，江蘇省將加快建立可再生能源項目庫，強化與土地利用、生態(tài)環(huán)保、城鄉(xiāng)規(guī)劃等規(guī)劃對接，對可再生能源資源進行全面勘查評估，準確掌握各縣區(qū)可再生能源資源可開發(fā)資源、開發(fā)時序等。
截至到2020年底，江蘇省風電、 光伏發(fā)電累計裝機分別為1547萬千瓦、1684萬千瓦，分布式光伏788萬千瓦，占光伏發(fā)電總裝機46.8%。“十四五”期間，江蘇省將進一步優(yōu)化風電、 光伏發(fā)電結構，力爭全省2025年風電和光伏發(fā)電總裝機容量達到6300萬千瓦以上。
山西?。?021年風、光項目申報17.1GW、優(yōu)選11.2GW
《關于做好2021年風電、光伏發(fā)電開發(fā)建設有關事項的通知》
文件指出，結合山西省非水電消納責任權重最低值，經電網公司測算，2021年、2022年山西省需新增風電、光伏發(fā)電并網規(guī)模1120萬千瓦。文件明確晉北三市暫不考慮風電競配項目，其余地市風光發(fā)電項目規(guī)模按2:8比例申報。據此估算，山西2021年風電224萬千瓦，光伏896萬千瓦。
同時，考慮到資源稟賦、消納條件、在建存量項目規(guī)模及項目落地率，各市申報控制規(guī)模如下。其中大同、朔州、忻州、陽泉四市，建議項目在安全前提下配置10%及以上的儲能設施。
山西省要求推進存量項目建設。要求各市推進2020年底前已核準且在有效期內的風電項目、2019年和2020年風電、光伏平價項目及光伏競價項目的建設工作。全力推進各類存量項目在規(guī)定時限內建成并網，納入全省保障性并網規(guī)模，確保完成年度可再生能源電力消納責任權重目標。并按照《關于完善新能源和可再生能源三年滾動項目儲備庫的通知》繼續(xù)完善項目儲備庫。
文件強調了推進戶用光伏發(fā)電建設，在確保安全前提下，鼓勵有條件的戶用光伏項目配備儲能。
為了鼓勵光伏建設，山西省進行了市級獎勵和企業(yè)獎勵。其中，朔州市2019年光伏發(fā)電競價項目全部按承諾投產時間全容量并網，給予獎勵20萬千瓦裝機總規(guī)模，由朔州市能源局自主擇優(yōu)另行確定上報。
此外，山西省能源局要求，嚴禁“先建先得”，已完成核準（備案）尚未建成且工程投資未完成50%的項目或已納入建設方案但并網完成率低于80%的項目單位，不得參與本年度同一市域范圍新建項目申報。
29省 關注“儲能”未來
青海/黑龍江將建儲能實證基地
在我國逐步“構建以新能源為主體的新型電力系統(tǒng)”過程中，新能源裝機規(guī)模持續(xù)增長，儲能產業(yè)也將迎來歷史性發(fā)展機遇。今年以來，儲能領域有兩個關鍵性政策已經出爐！
從近期相關政策部署來看，從中央到地方，都在鼓勵支持“新能源+儲能”產業(yè)發(fā)展。在31省份發(fā)布的“十四五”規(guī)劃中，積極部署儲能的發(fā)展勢頭，也得到了體現。
盡管儲能產業(yè)發(fā)展愿望強烈強烈、勢頭明顯，相比抽水蓄能，電化學儲能仍存在累計裝發(fā)容量低，造價相對較高的問題。但毫無疑問，儲能規(guī)?；l(fā)展的小火苗已經被點燃！
在可預期的未來，儲能能否攀上突破性、持續(xù)增長的高峰，也要看電力系統(tǒng)中電廠、電網、用戶三方面是否有剛性需求，有剛性需求、長久機制，才能持續(xù)化發(fā)展。
安徽：加快突破風光水儲互補。
北京：建設創(chuàng)業(yè)投資集聚區(qū)，對氫能、光伏、先進儲能、能源互聯網等領域采取“負面限制清單+正面鼓勵清單”管理模式。利用先進儲能系統(tǒng)，建成多路徑“黑啟動”電源，開展重點負荷區(qū)域、重要用戶應急儲能與調峰系統(tǒng)重構，構建電源、電網和用戶三方協(xié)同綜合應急保障體系。
福建：加快推進“電化學儲能技術國家工程研究中心”建設，完善電力交易規(guī)則，推進大型儲能電站試點示范，推動可再生能源發(fā)電側、用戶側儲能示范應用。支持寧德儲能電站建設。
甘肅：加強抽水蓄能、儲能等相關產業(yè)發(fā)展,推進 “風光水火儲”一體化產業(yè)鏈發(fā)展。推動儲能成本進一步降低和多元利用，開展風儲、光儲、分布式微電網儲和大電網儲等發(fā)儲用一體化商業(yè)應用試點示范。
廣東：投資150億，加快培育氫能、儲能、智慧能源等新興產業(yè)，提升新能源產整體發(fā)展水平，打造沿海新能源產業(yè)帶和省內差異布局的產業(yè)集聚區(qū)。
廣西：開展“新能源＋儲能”示范應用，探索“風光水火儲”、“源網荷儲”一體化發(fā)展模式，創(chuàng)新消納方式，提升消納能力。
貴州：科學發(fā)展風、光等新能源，推動風光水火儲一體化發(fā)展，建設畢節(jié)、六盤水、安順、黔西南、黔南等百萬千瓦級光伏基地，鼓勵分散式、分布式光伏發(fā)電及風電項目建設。
海南：依托海南新能源發(fā)電項目，發(fā)展風電、光伏、電力儲能、智能電網等相關配套產業(yè)。
河北：加快風光火儲互補、先進燃料電池、高效儲能等關鍵技術和智能控制系統(tǒng)研發(fā)及產業(yè)化。
河南：推動風光水火儲一體化和源網荷儲一體化發(fā)展，支持大數據中心等用電大戶配套建設儲能設施，促進可再生能源靈活消納，建設多能互補清潔能源基地和儲能產業(yè)基地。
黑龍江：建設大慶光伏儲能實證實驗平臺（基地）。
湖北：加強儲能技術裝備等研發(fā)與應用，實施一批風光水火儲一體化、源網荷儲一體化示范項目。發(fā)展智慧能源，構建能源生產、輸送、使用和儲能協(xié)調互補的智慧能源系統(tǒng)。
湖南：鼓勵風電、光伏發(fā)電與儲能融合發(fā)展；建成電化學儲能 200 萬千瓦。
吉林：重點開展區(qū)域能源互聯網優(yōu)化控制與智慧服務關鍵技術研究及規(guī)?；瘧谩δ芗夹g、智能管理控制技術開發(fā)及應用。
江蘇：推動分布式光伏與儲能、微電網等融合發(fā)展，建設一批綜合利用平價示范基地。實施未來產業(yè)培育計劃，前瞻布局儲能等領域。
江西：聚焦新能源領域的儲能技術，開展重大科技專項，組建科技創(chuàng)新協(xié)同體。
遼寧：推進新能源生產和儲能一體化，推進發(fā)電側和用戶側新型儲能設施建設,發(fā)揮調峰調頻作用，為電網平穩(wěn)運行提供支撐。儲能工程：成大工連程液流電池儲能調峰電站項目，其他新型儲能項目。
內蒙：打造儲能產業(yè)集群——借助新能源、智能電網、能源互聯網等領域對儲能的大規(guī)模需求，聚焦儲能關鍵材料、核心部件制造，發(fā)展儲能全產業(yè)鏈。
寧夏：推進寧東、紅寺堡、鹽池、中寧等風光儲一體化建設。積極培育儲能及新能源汽車產業(yè)。
青海：新建——哇讓抽水蓄能電站、黃河上游儲能工廠、燃氣電站、電化學共享儲能電站；支持在鹽湖資源綜合利用、先進儲能技術等重點領域打造一批國家級創(chuàng)新平臺，“十四五”時期新增國 家級創(chuàng)新平臺 5個。創(chuàng)建先進儲能技術國家重點實驗室，高水平打造國家級太陽能發(fā)電實證基地和儲能實證基地。
加快儲能產業(yè)發(fā)展，推進儲能項目建設，加強儲能工廠、抽蓄電站、光熱、氫能、電化學儲能等技術創(chuàng)新應用，統(tǒng)籌發(fā)電側、電網側儲能需求，不斷擴大共享儲能市場化交易規(guī)模，研究建立儲能市場體制機制，探索制定儲能技術標準，建設全國儲能發(fā)展先行示范區(qū)。
實施“生態(tài)+電力+儲能”行動，在制造、建筑、生活等領域加大清潔電力替代。
山東：以核電、氫能、智能電網及儲能等為支撐的新能源產業(yè)成為重要支柱產業(yè)。
山西：大力發(fā)展清潔能源，促進新能源增長、消納和儲能協(xié)調有序發(fā)展，推動多能互補開發(fā)，形成綠色多元能源供應體系。探索大容量、高參數先進煤電項目與風電、光伏、儲能項目一體化布局，實施多能互補和深度調 峰,提升電力供給效率。
提升新能源消納和存儲能力,加快推進“新能源+儲能”試點，推動儲能在可再生能源消納、分布式發(fā)電、能源互聯網等領域示范應用。
陜西：推進新能源、新材料及儲能重點實驗室、工程技術中心和中試基地建設，加快能源科技為主的國家應急產業(yè)示范基地建設，建成科創(chuàng)、文創(chuàng)、旅創(chuàng)三創(chuàng)融合的國家級高新區(qū)。
天津市：加快儲能關鍵技術研發(fā)，推進儲能在可再生能源消納、分布式發(fā)電領域示范應用。
西藏：加快推進“光伏+儲能”研究和試點，大力推動“水風光互補”，推動清潔能源開發(fā)利用和電氣化走在全國前列，2025 年建成國家清潔可再生能源利用示范區(qū)。
新疆：布局包含儲能在內的風光儲、多能互補項目，降低棄風、棄光發(fā)電率。在北疆、東疆等條件適宜地區(qū)建設抽水蓄能、化學儲能項目，新增風電、光伏發(fā)電項目按10-20%左右比例配套建設儲能設施。
浙江：加快儲能、氫能發(fā)展，到2025年清潔能源電力裝機占比超過57%，高水平建成國家清潔能源示范省。
重慶：統(tǒng)籌抽水蓄能電站、天然氣發(fā)電、煤電靈活性改造、電力需求側響應和儲能等供需措施，不斷增強電力系統(tǒng)運行調節(jié)和調峰能力。
總的來說，雙碳目標為儲能的發(fā)展提供了新的機遇，儲能已經有了規(guī)?；l(fā)展的條件。
