1）新能源项目配置10%~30%储能！

  到2025年、2030年，力争实现各设区市新型储能投产规模不少于新增新能源装机的15%、20%。到2035年，力争实现全省新型储能投产600万千瓦以上。不同地区的配比不同，具体如下表所示。

  2）新建新能源项目配建储能容量不低于新能源装机规模的10%，储能时长不少于2小时。结合我省电力系统调峰需求，适时调整“新能源+储能”配建政策。通过竞争优选的新能源项目，其承诺的配建储能项目自动纳入规划。

  积极引导新能源电站以自建、租赁或购买等形式配置储能，发挥新型储能“一站多用”的共享作用。

  3）建立健全涵盖中长期交易市场、现货市场、辅助服务市场的新型储能交易体系。支持新型储能参与电力市场，鼓励配建新型储能与所属电源联合参与电力市场，研究落实电网侧储能容量电价机制。

  4）支持煤电、水电等存量常规电源根据需求合理配建新型储能设施，提高系统整体运行灵活性和经济性。鼓励探索利用退役火电机组既有厂址和输变电设施，基于新能源开发条件和电网输送能力，建设风光火储一体化项目，推进多能互补发展。

  在负荷密集接入、大容量直流馈入、大规模新能源汇集、调峰调频困难、电压支撑能力不足的关键电网节点以及负荷中心、临时性负荷增加区域等输变电资源紧张地区合理布局新型储能。

  同时，文件还列出96个已开展前期研究的新型储能项目，项目总规模6.6GW/6.6GWh（按默认充电时长1小时配置计算）。包含多种储能技术，例如300MW/1200MWh压缩空气储能项目、50MW/100MWh钠离子储能电站项目、100MW/200MWh集中式(共享式)钠离子高压级联新型复合储能项目等。