近日，云南发改委、能源局联合发布了《云南省2023年第一批新能源建设方案》，本次获批建设的新能源项目装机达到15.79GW。

在新能源配置储能这一重要储能应用方面，云南已经出台了多项政策，明确支持鼓励采用共享模式、提出调节资源配置比例和方式，以及相应的调节服务指导价格。

随着各地都在默契地出台新型储能的建设实施方案或配套支持政策，云南省相应的组合政策拳也值得关注。

就在前几天，云南省能源局在一份省人大《关于云南省第十四届人大一次会议第733号建议的答复》文件中还指出，2023年，云南省将以试点示范的形式推进集中共享新型储能项目建设，推动电源企业多方式配储、提升调节能力，并尽快研究储能参与市场价格形成机制，以支持储能产业的发展。

具体而言：

2023 年1月，省发展改革委会同省能源局印发《关于梳理报送集中共享储能 2023 年试点示范项目的通知》，目前已收到全省 77 个申报项目，拟选取30余个符合条件的项目进行建设示范，总规模在2GW/4GWh。

2023 年3月，省发展改革委、省能源局联合印发《关于进一步规范开发行为加快光伏发电发展的通知》，提出“光伏发电项目按照装机的10%配置调节资源，可通过自建新型储能设施、购买共享储能服务和购买燃煤发电系统调节等方式实现”。省发展改革委将推动电源企业多方式配置储能，提升调节能力支持储能产业发展。

储能电价方面，2022 年 12 月，经省人民政府同意，省发展改革委印发《云南省燃煤发电市场化改革实施方案(试行)》，建立了燃煤发电调节容量市场，先期鼓励未先期鼓励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向省内烟煤无烟煤发电企业购买系统调节服务，价格由买卖双方在 220 元/kW·年上下浮动 30%区间范围内自主协商形成。储能价格的制定可参考燃煤发电调节服务价格。

除了明确风电、光伏配储比例，储能价格机制等核心问题：

关于储能补贴。《国家发展改革委办公厅 国家能源局综合司关于进一步推动新型储能参与电力市场和调度运用的通知》明确：

“独立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”。

关于独立储能和配套储能参与辅助服务市场的机制。国家能源局云南监管办公室《关于印发<云南黑启动辅助服务市场交易规则（试行）>的通知》明确：

“配套储能的新能源电厂和独立储能具备黑启动能力后，自主参与黑启动辅助服务市场”。

此外，《云南省燃煤发电市场化改革实施方案(试行)》还规定了未按规定配置调节资源的新能源项目惩罚措施：

未自建新型储能设施、未购买共享储能服务且未购买燃煤发电系统调节服务的新能源项目上网电价按清洁能源市场交易均价的90%结算，结算差额资金纳入电力成本分担机制。

总体而言，《云南省绿色能源发展“十四五”规划》已明确了储能的发展方向：

如加快新型储能技术应用。

推进电化学储能试点，并加强储能电站安全管理。

加快电源侧储能示范和建设，“十四五”力争新建电化学储能2GW，配套存量火电机组灵活性改造和新建具有深度调峰能力煤电机组等多元方式提升储能能力。

发挥储能消纳新能源、削峰填谷、增加电网稳定性和应急供电等多重作用。

研究探索梯级电站储能、压缩空气储能、飞轮储能等技术多元化应用和推广。

2023年度云南第一批新能源建设方案原文如下。

原标题：云南集中共享储能试点示范4GWh，储能价格机制酝酿中