2025年继续实行“新能源+储能”机制，集中式风电和光伏发电项目按不低于装机容量10%的比例（持续时长不低于2小时）配置储能容量；

未自建新型储能设施或未购买共享储能服务达到装机规模10%的风电和光伏发电企业（含已建成项目），须通过自主协商或参加挂牌交易自行购买系统调节服务；

《云南省新型储能发展实施方案（2024—2025年）》中明确的电化学储能项目（压缩空气储能项目除外）在2025年4月30日前并网投产的，以及《实施方案》以外满足电网并网条件，并能在2025年5月31日前投产并网的电化学储能项目，技术路线以磷酸铁锂为主的储能项目按其装机规模的1.8倍提供租赁服务，技术路线以全钒液流为主的储能项目按其装机规模的3倍提供租赁服务；

集中式风电和光伏发电企业当月未足额成交租赁容量部分按照《实施方案》明确的参考价格上浮30％收取调节费用，新型共享储能当月未成交部分按照《实施方案》明确的参考价格下浮30％获得调节费用，收支差额资金由调节容量市场参与主体按当月的可交易容量进行等比例分享。

对新型共享储能项目按照低谷充电高峰放电的方式给予优先调度支持，每年等效充放电调度次数原则上不低于260次，云南电网公司要积极支持新型独立储能项目按照“两充两放”运行调度。

新型共享储能可作为用电企业或发电企业参与市场，在市场初期，暂不开展中长期签约率考核，在发电结算角色下暂不开展发电侧中长期交易偏差收益回收费用和中长期、现货损益风险防控机制的计算；在用电结算角色下暂不开展用电侧中长期交易偏差收益回收费用、用户侧偏差收益转移费用和中长期、现货损益风险防控机制的计算。向电网送电的新型共享储能，其相应充电电量不承担输配电价和政府性基金及附加。

原文如下：