中国储能网讯：3月3日，云南省发展和改革委员会、云南省能源局发布《关于印发云南省2025年第一批新能源项目开发建设方案的通知》（以下简称：通知）。根据通知，共175个项目纳入2025年第一批，总规模为1448.905万千瓦，包含光伏项目143个，装机1203.4万千瓦；风电项目32个，装机245.505万千瓦。
根据通知，项目要求按照装机的10%配置调节资源，可通过购买共享储能服务等方式实现。
据悉，2024年12月30日，云南省发改委、云南省能源局联合印发《关于进一步推进新型共享储能发展的通知》。该文件自2025年1月1日起施行。文件明确，2025年继续实行“新能源+储能”机制，集中式风电和光伏按不低于装机容量10%/2小时配置储能容量，未配储则按装机规模的10%购买系统调节服务。
云南省发展和改革委员会、云南省能源局此次发布的通知延续了2024年云南两批新能源项目的配储要求（均按10%配置调节资源），却与国家发改委2025年2月9日发布的《关于深化新能源上网电价市场化改革促进新能源高质量发展的通知》形成鲜明对比——后者明确“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”。
目前看来，矛盾的焦点在于国家层面试图通过市场化手段“松绑”强制配储，但地方仍以消纳压力、电网安全和产业发展为由，坚持配储要求。值得注意的是，云南的案例并非孤例，广东阳江、贵州等地近期政策同样强化配储导向。
云南为何继续强制配储？
2024年，云南新能源装机突破5000万千瓦，占统调装机的36%，单日新能源发电量峰值达3.8亿千瓦时。但水电占比超90%的电源结构，使其调节能力受季节性来水影响显著，亟需储能填补“水风光”互补的调节缺口。
2024年，云南新能源利用率达99%以上，但主要依赖“水火风光联合调度”。若无储能，极端天气或负荷激增时，弃风弃光风险将陡增。
尽管强制配储增加初始投资（约0.3-0.5元/W），但云南通过“共享储能”模式降低企业负担。例如，2024年永仁独立共享储能站投运后，单个新能源项目配储成本下降30%。
此外，储能参与辅助服务市场（调峰补偿0.099元/kWh）和现货价差套利（云南峰谷价差超0.7元/kWh），可部分对冲成本。云南还允许企业“购买储能服务”替代自建，既满足配储要求，又避免资产沉没风险，推动储能第三方服务市场崛起。
强制配储为何“退场难”？
1、电网安全的刚性需求
新能源渗透率超过15%后，电网频率调节、电压支撑压力剧增。云南2024年西电东送超1600亿千瓦时，需储能平抑跨区输电波动。
2、政策惯性与考核机制
地方政府“十四五”新能源规划多包含配储目标（如云南“十四五”新增5GW新能源+500MW储能），考核压力下政策连续性优先。
3、储能产业的本土化诉求
各地争相布局储能制造（如云南天启鸿源4GWh储能项目），强制配储可培育本地市场，吸引产业链投资。
总体来看，强制配储的存废，本质是新能源发展与电力系统转型速度的博弈。在储能经济性未完全实现、电力市场机制尚待健全的当下，地方政策继续坚持配储也是过渡期的必然选择。未来，唯有加速技术降本、完善电力市场机制，才能让强制配储政策真正成为历史。
原文如下：
各州（市）人民政府，省直有关部门：
为贯彻落实省委、省政府有关工作要求，推进新能源高质量发展，持续提升电力供给能力，现将《云南省2025年第一批新能源项目开发建设方案》予以印发，请认真贯彻执行。
云南省发展和改革委员会
云南省能源局
2025年3月1日
云南省2025年第一批新能源项目开发建设方案
为深入贯彻落实习近平总书记关于大力推动我国新能源高质量发展的重要讲话精神及党的二十届三中全会精神关于完善推动新能源等战略性产业发展政策，扎实推进省委“3815”战略发展目标实施，持续打造绿色能源强省要求，实现“十四五”圆满收官、“十五五”开门红，根据《云南省人民政府印发关于加快光伏发电发展若干政策措施的通知》（云政发〔2022〕16号）等相关要求，特制定本方案。
一、工作目标纳入云南省2025年第一批新能源项目开发建设方案实施的项目共175个，装机1448.905万千瓦，其中光伏项目143个，装机1203.4万千瓦；风电项目32个，装机245.505万千瓦（详见附件）。
二、工作要求
（一）规范程序加快推进。有关州（市）和部门应严格执行《云南省发展和改革委员会 云南省能源局关于进一步规范开发行为加快光伏发电发展的通知》（云发改能源〔2023〕264号）及《云南省发展和改革委员会关于加强光伏资源开发建设有关工作的通知》（云发改能源〔2023〕785号）等文件精神，规范资源配置，加强要素保障，提高审批效率，强化调度监测，推动项目加快建设、按期投产。同时，按照装机的10%配置调节资源，可通过购买共享储能服务等方式实现。
（二）强化日常调度监管。有关州（市）能源主管部门落实项目属地监管责任，建立项目“日监测、周调度、月通报”机制，重点调度项目前期手续办理、工程建设进度、投资完成、接网工程进展、支持方向落实等情况，加强对项目实施的全过程监督检查。省发展改革委、省能源局将持续加强调度项目开工、投产等情况，针对推进缓慢的州（市）及项目业主采取通报、约谈等措施，违反相关文件要求的启动回收整改工作。
（三）压实环保、安全生产等责任。严格落实《自然资源部办公厅 国家林业和草原局办公室 国家能源局综合司关于支持光伏发电产业发展规范用地管理有关工作的通知》《云南省自然资源厅 云南省能源局关于进一步支持光伏扶贫和规范光伏发电产业用地的通知》等文件要求，光伏复合项目严格按照标准架设光伏组件，除桩基用地外严禁硬化地面，严禁抛荒、撂荒等情况。严格落实《防止电力建设工程施工安全事故三十项重点要求》《防止电力生产事故的二十五项重点要求（2023版）》及《云南省能源局关于进一步加强新能源项目建设安全管理工作的通知》等要求，建立健全安全生产责任体系，压紧压实安全生产责任，守住安全生产底线。
（四）体现产业政策导向。按照省委、省政府工作要求，一是支持“水风光一体化”发展。本次纳入的“水风光一体化”项目优先利用存量水电送出通道裕度，在有送出条件的区域开展建设。对拟采取水电与新能源发电特性互补方式实施的“水风光一体化”项目，特别是两江流域大型水电站，下步将统筹开展流域级“水风光一体化”开发专题研究，“一站一策”论证新能源打捆规模。二是体现鲜明的“两新”产业政策导向，落实国家大规模设备更新的安排。三是支持光伏制造和光伏融合发展。四是支持火电与新能源联营发展。
（五）严密防范廉政风险。有关州（市）要切实履行属地责任，督促项目业主共同防范项目资源配置、项目审批、开发建设等过程中的廉政风险，严格落实工程项目建设公开公示相关制度，严禁以非正当手段干预和插手工程项目建设，依法依规推进项目开发建设。
