征求意见稿提出，新能源基地送电配置新型储能的容量应该以需求为导向，充分考虑通道送电曲线及输电电价竞争力约束，通过多方案比选优化配置方案。
应充分发挥多能互补一体化优化调度运行作用，提升送电通道新能源电量占比及新能源基地可再生能源利用率。
新能源基地送电配套的新型储能宜优先考虑调峰平衡，发挥支撑新能源并网消纳和输电通道安全稳定运行作用。同时可考虑满足电力系统运行对调频、调压、调相、紧急功率支撑、黑启动等方面的技术性能要求。
生产模拟测算中，风电出力原则上按照当地测风塔代表年风速风向数据测算，没有测风塔数据可以中尺度卫星数据计算；光伏出力数据原则上根据当地测光站代表年太阳能总辐射量测算，没有测光站可以本地SolarGIS、Mcrconorm等卫星数据计算。
生产模拟测算中，通道配套支撑性电源或调节电源最小技术出力应按设计值考虑，支撑性煤电原则上应不高于30%额定功率；支撑性气电原则上没有最小技术出力限制；支撑性水电要结合水电丰枯期出力特性统筹确定水电的最小技术出力；抽水蓄能原则上没有最小技术出力限制，可实现200%的调峰能力。
储能配置方案经济评价应考虑储能在送受端对国民经济发挥的整体效益，包括通道整体经济性、储能投资运行成本、储能减少新能源弃风弃光收益、储能减少受电地区补充支撑性装机成木、输电损耗、充放电损耗等因素。
新能源基地新型储能配置容量应满足送电曲线的要求。新能源基地配置储能的建设规模应匹配新能源建设规模和外送通道的建设进度。
导则将用于指导新能源基地跨省区送电配置的新型储能规划，明确相应的技术原则。主要技术内容包括：术语与总则、配置容量分析、规划选址、技术选型、布局与接入系统、电力系统二次、技术经济性分析等。
此次公布的《征求意见稿》中明确了新能源基地送电配置的新型储能将主要用于调峰操作，主要考虑布局在输电通道送端，分为集中布置和分散布置两种类型。其中分散布置站址主要考虑新能源场站或新能源汇集站，集中布置主要配置在枢纽变电站或外送通道换流站。显然这些资源都是有限的，储能开发商早期进入，选择具有应用优势的站址，十分重要。
另外，《征求意见稿》还指出，储能的配置规模应综合考虑配套支撑电源的调峰能力和其他调控手段后，计算分析确定。其中，配套支撑电源包括煤电、气电、水电、抽水蓄能等。其中最小技术出力煤电按不高于30%额定功率，抽水蓄能按200%额定功率确定调峰能力。显然，对于煤电装机丰富的区域，拥有大型抽数蓄能电站的区域，储能的配置规模可能会有所降低。
《征求意见稿》对新能源基地送电配置的新型储能技术经济性也做出了相关规定，在方案经济性方面指出，方案经济比较应考虑新能源基地送电对新型储能的需求以及新型储能规划的全生命周期内的投资费用、储能调峰、送端新能源电量增加、受端容量替代等直接和间接效益。宜采用年费用评估或收益/成本评估等方法分析新型储能规划期内的经济效益，选择规划总体月标最优的方案。
尽管我国已经有超过20+以上的省/市/自治区提出了新能源配储比例，但如何制定的比例一直饱受业内质疑。此次发布的《征求意见稿》，明确了确定储能配比的一些重要原则，以及评价中需要考虑的关键参数。
虽然具体的储能规模制定的方法以及细则并未涉及，但作为国家层面首个出台的用以指导新能源储能配置规模的规划技术导则，值得大家关注。这一导则的制定和发布，显然有利于未来我国新能源配置储能从系统实际需求的角度出发，形成更科学、有据的方案。
