1、新能源项目配储要求：10%*2h
单独开发的风电、集中式光伏等新建项目：(在本实施意见印发后核准或备案的新能源项目 )，原则上按照不低于装机容量 10%、储能时长2 小时以上配置新型储能。
鼓励多能互补开发新能源项目配置新型储能。对纳入金沙江上游、金沙江下游、雅砻江流域、大渡河中上游等水风光一体化可再生能源综合开发基地的新能源项目，鼓励结合消纳情况配置新型储能
新能源开发企业可采取独立建设、联合建设、市场租赁 (购买)等方式落实配建新型储能容量要求鼓励存量新能源项目配置新型储能。新型储能投运时间应不晚于新能源项目投运时间。
2、明确独立储能项目的3种盈利方式
1）通过租赁容量盈利
建立独立新型储能容量共享租赁机制。建议参考区间为200-400元/千瓦年。鼓励新能源开发企业和独立储能新型储能项目业主单位签订长期租赁协议合同。
2）参与市场交易盈利
进入电力现货市场前，储能电站作为独立市场主体参与市场中长期交易。充电时，可作为电力市场用户享受分时电价政策；放电时，参加火电市场化交易，价格由市场形成。
独立新型储能电站向电网送电的，其相应充电电量不承担输配电价和政府性基金及附加，充放电损耗电费由独立新型储能电站承担。
进入电力现货市场后，独立新型储能电站用电电价、上网电价按照现货市场价格及规则结算。
3）参与电力辅助服务市场盈利
电网企业应与独立新型储能电站业主签订并网调度协议，同等条件下优先调用。原则上每年调用完全充放电次数不低于250次。
3、对独立储能项目的要求
1）独立储能示范项目应集中建设，单座电站装机容量原则上不低于10万千瓦。
2）符合条件和标准的，具有法人资格的新型储能项目可转为独立新型储能，作为独立主体参与电力市场。鼓励以配建形式存在的新型储能项目，可选择转为独立新型储能项目。风光水火储多能互补一体化项目的储能，原则上暂不转为独立新型储能。
原文如下：
