云南储能行动方案：45项目超20GWh，未进清单不享有容量电价政策

2025年12月31日，云南能源局发布《云南省新型储能高质量发展专项行动方案（2025-2027年）》，下发8.955GW/20.36GWh储能项目清单。除此之外，还将在17个区域优先布局一批长时储能项目，总规模达4.45GW。

云南省2025年集中共享新型储能项目清单显示，云南目前已投产项目5.455GW/11.11GWh，在建2.05GW/5.75GWh，另有1.45GW/3.5GWh储能项目处于前期阶段。

按项目类型，磷酸铁锂电池储能规模超7.4GW/14.8GWh，拟部分或全部采用全钒液流电池的项目共有3个，合计1GW/3GWh，2个压缩空气储能项目共计550MW/2.55GWh。

在市场化机制方面，文件提出，按照“谁受益，谁承担”原则，合理补偿储能可靠容量成本。推动储能参与现货市场交易，合理引导新型储能投资。优化完善新型储能参与电网调频及黑启动辅助服务市场机制，结合南方区域现货市场建设情况，探索研究爬坡、转动惯量等辅助服务品种，逐步扩大新型储能参与辅助服务规模。

结合新一代煤电升级行动，探索现役或新建煤电机组与新能源、新型储能耦合建设，优化煤电机组与储能联合运行实现配合调峰、调频等多场景应用。鼓励利用退役火电机组厂址和输变电设施，科学规划建设新型储能。

完成备案后，加快推进项目前期工作，项目实质性开工时限电化学储能项目不得超过1年。磷酸铁锂储能项目开工后8个月内应投产并网，最长不得超过1年；全钒液流储能项目开工后1年6个月内应投产并网，最长不得超过2年。

原文如下：

云南省发展和改革委员会 云南省能源局关于印发

《云南省新型储能高质量发展专项行动方案

（2025—2027年）》的通知

各州（市）发展改革委、能源局，云南电网有限责任公司:

为贯彻落实好国家发展改革委、国家能源局印发的《新型储能规模化建设专项行动方案（2025—2027年）》，促进我省新型储能高质量发展，省发展改革委、省能源局研究制定了《云南省新型储能高质量发展专项行动方案（2025—2027年）》，现予印发，请结合实际抓好贯彻落实。

附件1：云南省2025年集中共享新型储能项目清单.xlsx

附件2：2026—2027年云南省新型共享储能项目重点布局区域.docx

附件3：云南省新型储能高质量发展专项行动方案（2025—2027年）.doc

云南省发展和改革委员会 云南省能源局

2025年 12月 31日

云南省新型储能高质量发展专项行动方案

（2025—2027年）

近年来，新能源作为云南增量主体电源高速发展，对电力系统灵活调节能力提出了更高要求。为推进新型储能高质量发展，贯彻落实好国家发展改革委、国家能源局等部门印发的《关于加快推动新型储能发展的指导意见》《新型储能规模化建设专项行动方案（2025—2027年）》《加快构建新型电力系统行动方案（2024—2027年）》，加快构建新型电力系统，提升电网安全稳定运行水平、促进新能源消纳，实现能源结构绿色低碳转型，制定本方案。

一、规模化推动我省新型储能发展

2027年，全省新型储能装机规模达到800万千瓦以上，新型储能实现规模化、市场化发展。根据新能源发展情况，叠加考虑电力供应充裕度，提升系统安全运行水平，适时调整新型储能规模。新型储能技术路线以磷酸铁锂为主，多元发展钠离子、全钒液流、压缩空气、铝基铅炭储能等，各类技术路线及应用场景进一步丰富。新型储能调用水平提升，新型储能市场化机制更为完善。

二、拓展新型储能应用场景

（一）持续推进电源侧储能建设。支持集中式和分布式新能源电站以系统友好型方式建设新型储能，实现新能源电站与配建新型储能深度融合、联合运行。各州（市）不得将配置储能作为新建新能源项目核准、并网、上网等的前置条件。结合新一代煤电升级行动，探索现役或新建煤电机组与新能源、新型储能耦合建设，优化煤电机组与储能联合运行实现配合调峰、调频等多场景应用。鼓励利用退役火电机组厂址和输变电设施，科学规划建设新型储能。

（二）积极拓展电网侧储能应用。根据全省新能源装机容量、分布情况、发展规划及消纳趋势等，从平滑新能源功率输出、提升新能源利用率、提高系统安全稳定性、优化源网荷储资源配置等四个维度综合考虑，重点考虑布局在电网关键节点、新能源富集送出消纳压力较大的区域，兼顾新型储能多场景应用需求，因地制宜布局新型共享储能。结合我省高比例新能源电网特性，新建新型共享电化学储能项目原则上需采用构网型储能技术，构网型储能系统应符合国家相关要求并通过相关涉网试验验证。推广配电网新型储能应用，在配电网扩建受限、季节用电明显或偏远地区，因地制宜推广电网替代性储能。

（三）不断丰富用户侧储能场景。鼓励负荷侧根据灵活调节和应急备用需求，配置新型储能，提升用户与系统的双向互动水平。聚焦工业园区、零碳园区、算力设施、大数据中心、商业综合体、光储充放一体化充电桩、分布式光伏、通信基站、低空经济、储能+农业、储能+交通等应用场景，通过整合本地资源协调互动，积极创新绿电直连、虚拟电厂、智能微电网、源网荷储一体化、车网互动等应用模式，进一步发挥系统调节作用。鼓励金融、通信、冶炼、矿产、化工等不可中断供电工业场景，及政府、医院、应急等重要电力用户负荷通过配置新型储能满足自备应急电源及安全负荷需求，提升应急供电保障能力。探索推动新型储能作为独立主体或通过负荷聚合商等形式参与需求响应。

（四）持续探索储能多元化融合发展。优化电源侧、电网侧、用户侧资源，合理配置各类新型储能，探索不同技术路径和发展模式，围绕大数据、云计算、人工智能等前沿技术，不断创新“储能+”场景，开展多场景融合应用示范。

三、优化电网侧新型储能项目管理

（一）示范项目实行滚动管理。对于《云南省新型储能实施方案（2024—2025年）》提出的“云南集中共享新型储能示范项目清单”中项目，电化学储能项目未在本方案印发之日起1个月内、压缩空气储能项目未在2026年底前实质性开工建设的项目调出“云南集中共享新型储能示范项目清单”。

（二）科学谋划项目。坚持规划引领，科学测算全省调节能力需求，因地制宜、分阶段分层次，推进新型储能多元发展。2025年，重点开展促进新能源消纳、提高电力系统稳定性的新型储能项目建设，形成《2025年云南省新型共享储能项目清单》（附件1）。2026—2027年，研究提出了《云南省新型共享储能发展规模和布局（2026—2027年）》（附件2），该布局后续可根据新能源发展及电网建设等情况进行滚动调整。各州（市）能源主管部门优先根据规模和布局组织梳理上报新增项目，经专家评审通过后，省发展改革委、省能源局向云南电网公司推送新型共享储能项目清单，云南电网公司应及时办理接入等手续。各州（市）应加强对清单内新型共享储能项目的监督管理，严禁以任何方式转让或倒卖项目开发权等变更清单内项目实际控制人的行为，不得擅自变更建设规模及内容。

没有纳入推送清单的电网侧独立储能项目，不进入调节容量市场进行容量租赁，不享受容量电价或容量补偿等支持性政策的新型储能项目，稳妥有序由各州（市）能源主管部门根据本地区新能源发展和消纳需求进行规划统筹，有关事项另行通知。各州（市）能源主管部门应充分提醒项目业主市场风险和政策风险，科学合理进行投资决策。

（三）限期完成项目建设。各州（市）能源主管部门要指导督促纳入推送新型共享储能项目清单的项目业主，2个月内完成项目备案。完成备案后，加快推进项目前期工作，项目实质性开工时限电化学储能项目不得超过1年、压缩空气储能项目不得超过2年，因项目业主自身原因逾期未完成的，责令限期整改（半年内）。整改期满仍未实质性开工建设的，州（市）能源主管部门收回项目开发建设权，并向省能源局报备，抄送省发展改革委、国家能源局云南监管办公室。磷酸铁锂储能项目开工后8个月内应投产并网，最长不得超过1年；全钒液流储能项目开工后1年6个月内应投产并网，最长不得超过2年；压缩空气储能项目开工后2年6个月内应投产并网，最长不得超过3年。省能源局将会同相关部门结合实际实施项目滚动调整。

四、有效发挥新型储能作用

（一）制定新型储能调度管理细则。电力调度机构应科学制定并持续完善新型储能调度管理细则，推动新型储能调运方式创新，结合不同地区的电力供需情况，明确新型储能在不同运行场景下的调度流程与技术要求，合理界定其调用区间与运行模式。深化新型储能与各类电源的协同优化调度，探索并推广分布式储能虚拟电厂聚合调控等创新调用模式，全面提升新型储能资源的规模化、集约化调度水平。

（二）挖掘新型储能调用潜力。电力调度机构应与新型储能项目有关企业签订并网调度协议，建立新型储能调用机制，坚持公平调度原则，积极配合新型储能开展充放电。新型储能电站应保障储能设备运行可靠性，积极参与电力市场并响应系统调用，充分发挥新型储能电站的系统调节能力。

（三）确保系统安全稳定运行。新型储能电站应满足电力系统安全稳定运行要求，服从电力调度机构调度指令。在规定时限内完成各类涉网试验，完成转商流程。根据国家有关规定，具备自动发电控制和自动电压控制的自动调控能力，规范配置监控系统等二次系统，按程序上传调度机构所需信息，并确保上传信息的真实性与时效性。建立健全新型储能电站运行考核机制，调度机构将新型储能场站运行情况定期报省级能源主管部门，对运行情况较差的进行通报。

五、加快新型储能产业发展和技术创新

（一）推动新型储能技术创新与产业发展。加快建立以企业为主体、市场为导向、产学研用相结合的储能技术创新体系。强化企业科技创新主体地位，鼓励新型储能企业联合开展技术攻关。积极推进新型储能技术多元化发展，推动构网型储能变流器的技术应用，探索多技术混合式新型储能、长时储能等应用。依托具有自主知识产权和核心竞争力的企业，推动新型储能全产业链发展，通过商业化应用推动降本增效，不断提升市场竞争力。加强新型储能制造企业与储能项目建设企业对接，促成产业上下游战略合作，以项目带动产业规模化发展。

（二）推动多种储能技术的联合应用。探索推动电氢储融合发展，聚焦风光富集地区和电力送出通道受限地区，合理布局风光制氢一体化基地，谋划推动“绿氢+产业”战略部署。鼓励发展超长时氢储能技术，推进电氢协同发展，探索可再生能源制氢、制氨、制甲醇等更长周期氢能技术的试点示范，满足多时间尺度应用需求。开展复合型储能试点示范项目，促进能源的高效转化与存储。

六、加快新型储能市场化机制完善

（一）鼓励新型储能全面参与电能量市场。完善云南电力中长期、辅助服务市场，加快推进电力现货市场建设，建立适应新型储能参与的多层次电力市场体系，允许符合条件的新型储能参与各类电力市场，推动“新能源+储能”作为联合报价的主体，一体化参与电能量市场交易；推动具备独立计量、控制等技术条件，接入调度自动化系统可被电网监控和调度，符合相关标准规范和电力市场注册基本条件，具有法人资格的新型储能项目，作为独立主体参与电能量交易市场。

（二）研究完善新型储能价格机制。衔接我省新型储能调节容量市场，研究完善新型储能市场化价格形成机制，按照“谁受益，谁承担”原则，合理补偿储能可靠容量成本。根据电力供需实际和经济高质量发展需要，推动储能参与现货市场交易，合理引导新型储能投资。优化完善新型储能参与电网调频及黑启动辅助服务市场机制，结合南方区域现货市场建设情况，探索研究爬坡、转动惯量等辅助服务品种，逐步扩大新型储能参与辅助服务规模。

七、保障措施

（一）强化安全监管。各州（市）有关部门和企业要严格落实国家能源局综合司等五部门印发的《关于加强电化学储能安全管理有关工作的通知》等文件要求。项目备案机关备案时，在备案文件中明确项目单位的安全生产主体责任，并落实项目安全监管责任。新型储能项目建设及运行应严格执行相关技术标准，完善相关手续。新型储能项目投产并网后应及时开展各项涉网能力测试与验证。新型储能项目有功功率控制系统应具备关键防误功能，应定期配合调度机构开展最大充放电功率与充放电电量测试，以验证储能系统的运行状态。新型储能项目业主应落实安全生产主体责任，健全安全生产保证体系和监督体系，落实全员安全生产责任制，将责任落实到具体人员。健全风险分级管控和隐患排查治理双重预防机制，依法承担安全责任。

（二）加强人才保障。加大人才引进和培养力度，发挥高校和科研院所在培养优秀创新人才方面的作用和优势，形成多层次、多渠道的人才培养体系。加强新型储能电站运维管理人员培训，提升设备管理、经营分析、运行维护、安全应急等方面的专业能力。

（三）拓展投资渠道。支持多方主体参与投资新型储能，积极支持民营企业在新型储能建设发展中发挥更大作用。鼓励金融机构根据不同新型储能创新金融支持方式，提供贷款和利率支持，探索对中长时储能等采用融资租赁支持新型储能设备采购，鼓励研究开发面向新型储能项目的保险产品。

附件：1.2025年云南省新型共享储能项目清单

2.2026—2027年云南省新型共享储能项目重点布局区域

来源：云南省能源局

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