按照低谷充电高峰放电的方式对示范项目进行优先调度，每年等效充放电调度次数原则上不低于260次，充分发挥其移峰填谷和顶峰放电作用。

在电力现货市场运行前，鼓励示范项目自主参与电力市场交易，放电时视同发电市场主体按市场交易规则形成上网电价，充用电时视同电力用户形成充电价格并执行峰谷分时电价政策。

如示范项目未参与市场交易，可由电网企业保障提供充电电量、收购放电电量，放电量按电网企业公布的月度工商业代理购电价格结算，充电量按照分时代理购电用户电价结算。向电网送电的独立储能，其相应充电电量不承担输配电价和政府性基金及附加。

电力现货市场运行后，可按照现货市场交易规则形成充放电价格。鼓励示范项目积极参与辅助服务市场交易获取收益。

鼓励风电和光伏发电企业（含已建成项目）共享储能容量。技术路线以磷酸铁锂为主的新型储能示范项目，2024年暂按其投产装机容量的1.8倍提供共享服务；技术路线为全钒液流的示范项目，2024年暂按其投产装机容量的3倍提供共享服务，价格及服务内容由双方自主协商，可参考现行价格在220元/kW·年上下浮动30%范围内形成。

对配套建设或以共享模式落实新型储能或配套建设新型储能的新能源发电项目，动态评估其系统价值和技术水平，可在竞争性配置、项目核准（备案)、并网时序、保障利用小时数、电力服务补偿考核等方面给予适当考虑。

持负荷侧新型储能参与电力需求响应，作为需求响应资源统筹纳入电力运行调度，并根据实际响应结果给予一定收益。鼓励探索储能的新型商业模式，研究鼓励对新型储能参与碳排放交易路径，提升储能项目碳排放收益。

符合条件的新型储能项目，可转为独立储能，作为独立主体参与电力市场。

以配建形式存在的新型储能项目，通过技术改造满足同等技术条件和安全标准时，可选择转为独立储能项目；符合有关技术要求的配建储能也可与主体电源联合并视为一个整体按照规则参与市场，利用储能改善新能源涉网性能，保障新能源高效消纳利用。

建立“新能源+储能”机制，集中式风电、光伏发电项目暂按不低于装机容量10%的比例（持续时长不低于2小时）配置储能容量，鼓励新能源项目业主通过以共享模式落实新型储能，达到装机规模的10%，视同自行配置储能。

支持整县（市、区）屋顶光伏开发试点建设“光伏+新型储能”项目。探索利用退役火电机组既有厂址和输变电设施建设新型储能或风光储设施。

云南省发展和改革委员会 云南省能源局关于印发《云南省新型储能发展实施方案（2024—2025年）》的通知