我省推动形成政策、技术、市场同频共振——
新型储能建设跑出“加速度”
5月28日，位于文山市的秉烈150兆瓦/300兆瓦时共享储能项目全容量投产。该项目从开工到投产仅用时32天，实现当年备案、当年开工、当年投产，刷新了云南新型储能建设速度。
今年以来，一批新型储能电站加快建设、密集投产，拉动全省新型储能装机突破400万千瓦大关，达465.5万千瓦，较2024年底增长近10倍，装机规模一举跃升为南方电网覆盖五省区第一，提前超额完成“十四五”投产200万千瓦新型储能目标。
从零的突破到跨越式发展，背后有何密码?记者采访发现，一个颇具云南特色的“调节容量市场”在其中发挥了重要作用。
去年，《云南省新型储能发展实施方案(2024—2025年)》和《关于进一步推进新型共享储能发展的通知》出台，创新推出有别于其他地区强制配储的常用做法，提出储能调节容量的激励机制，通过调节容量市场的市场化手段，有效解决新型储能建设市场需求、收益及运营问题。
《实施方案》明确，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;年租赁参考价格在每千瓦220元上下浮动30%范围内形成，新型共享储能当月未成交部分按每年每千瓦220元下浮30%获得调节费用。
这意味着，调节能力未达10%或未按10%租赁储能容量的新能源企业，需以标准价上浮30%的价格，即每年每千瓦286元向调节容量市场支付费用;而未能成功出租容量的新型储能企业，也可按照标准价格下浮30%的价格，即每年每千瓦154元从调节容量市场获得收益。
“容量电价标准上浮等政策有效推动新能源企业主动匹配调节能力需求，对于储能电站来说，即使储能容量租赁不理想，仍可通过容量市场获得一定收益，叠加充放电价差带来的电能量收益，云南形成了‘调节容量收益+电能量收益+调峰调频辅助服务’的收益模式，有效激发了企业的积极性，助推储能项目加快落地。”省能源局科技处相关负责人表示。
国能云南新能源开发有限公司相关业务人员算了一笔账：秉烈共享储能项目装机容量为15万千瓦，按装机规模多出0.8倍计算，每年将增加2600多万元的容量收益，对于企业来说十分可观。
“储能是未来重要的发展方向，从行业和自身发展来说都需要加快储能建设，新政策犹如‘强心针’，极大激励了我们的发展信心和动力。”该业务人员说。
不仅如此，全省能源等部门持续深化作风革命、效能革命，用地、用林等要素保障审批加快，投产并网认定标准化，滚动管理推进项目建设等举措多管齐下，不断优化的能源营商环境，为全省新型储能项目开工建设、投产并网提供了有力保障。磷酸铁锂、全钒液流、压缩空气等多种储能技术路线的应用，激励央企、国企、民企同台竞技，项目的快速落地也有力支撑深圳远信等新型储能制造业在滇发展。
在风、光、水等清洁能源资源丰富的楚雄彝族自治州，新型储能产业发展成绩亮眼。自去年8月我省首个共享储能电站——永仁致信300兆瓦/600兆瓦时独立共享储能电站投产至今，全州储能项目集群已覆盖姚安、楚雄、南华等6个县市，建成投产储能装机规模达126.9万千瓦，形成了百万千瓦级储能调节能力，位列全省第一。
目前，禄丰全钒液流储能项目正加紧建设中，预计6月底投产并网，该项目在安全性、使用寿命、成本效益、环保等方面更具优势，将承担滇中大型“充电宝”的角色，为可再生能源提供双重调节能力，有效缓解电网消纳压力。
当前，云南光伏、风电等新能源累计装机已超过6000万千瓦，占全省电源总装机比例近40%，在政策、技术、市场的同频共振下，云南储能产业将有望成为新质生产力的重要增长极，为全省“源网荷储”一体化发展、新型电力系统建设和产业转型升级注入新动力。
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