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12月19日，云南電網召開了新能源8+3項目業主電網建設規劃會議，會議通氣了十四五期間開始規模啟動新能源儲能的有關事項，建議配置風電光伏儲能，不強制執行，但需要下接入中進行論證規劃。并作為項目接入論證的必要條件，至此，大家一直擔心的云南新能源+儲能終于開始正式浮出水面。
云南電源裝機過億，可再生能源裝機突破85%
11月24日，烏東德右岸電廠9號機組投運，云南省電源裝機突破1億千瓦，達1.0073億千瓦，約相當于4.5個三峽電站裝機容量；水電為主的清潔能源裝機占比達85%、發電量占比超過93%。
12月15日，曲靖市公示了云南新增790萬千瓦風電的最后一批項目業主，至此云南十四五第一批新增風電項目在停滯5年后宣布正式啟動。按云南省規劃，2022年底1090萬萬千瓦新能源裝機完成，加上烏東德和白鶴灘全部投產，云南電源裝機達到13018萬千瓦，此時可再生能源裝機將達到88.44%，其中風電和光伏的裝機容量比例將達到18.09%（全容量比例），該比例足以翹楚于黃河以南諸省份。
區域經濟復蘇明顯，云南綠色能源經濟效應初顯：電力需求猛增
目前云南已建成“十直兩交”500千伏及以上大通道，最大送電能力達3665 萬千瓦，省間送電能力居全國之首，其中 8月份外送通道平均利用率近 90%。6—10月，云南西電東送平均送電負荷率達到了92%，較上半年提高19個百分點，同時遠高于85%的省內日均負荷率，汛期西電東送日送電量累計9次刷新歷史記錄。西電東送繼續超出計劃送電量。云南電網公司積極克服疫情不利影響，持續推進西電東送，最大限度消納云南清潔能源。1-10月西電東送電量達 1286.5 億千瓦時，較年度計劃增送254.56億千瓦時，風電、光伏基本全額消納。
根據云南電網官方信息顯示：1-10月，云南電網省調平衡口徑水電、風電、光伏發電量分別達 2112.88、203.75、37.19 億千瓦時，水電、風電發電量同比增長 3.23%、1.43%，光伏與去年基本持平，棄水電量僅 24.1 億千瓦時，棄風、棄光率分別為0.74%、0.49%，遠低于國家發展改革委、能源局印發的《解決棄水棄風棄光問題實施方案》中 5%的目標值。庫容有限，電煤價格居高不下：云南電力供應壓力逐步增加
隨著汛期的結束，云南全省水電出力逐漸減少，為確保今冬明春電力的穩定供應，多舉措“保蓄水”、“保存煤”，根據南方電網信息顯示，截至10月底，云南電網統調火電存煤量達到301萬噸，全網水電蓄能達到315.97億千瓦時，同比增加105.16億千瓦時。
近年來，由于電煤價格持續上漲、煤礦安全整頓等原因，云南電煤供應普遍較為緊張，但電力系統對火電發電支撐需求卻愈來愈旺盛。
上半年，云南火電發電量同比增加95.8%，但意味著虧損嚴重，雖然有效保障了省內電力供應和西電東送平穩，但持續增加的壓力無法滿足新時期的電力需求。提前謀劃保蓄水。水電方面，除了瀾滄江流域的小灣、糯扎渡有一定的庫容外，只能動態調整水庫運行計劃，未來壓力將繼續加大。目前昭通二期，鶴慶其亞，山東魏橋的電解鋁項目在今冬新增電量需求高達200億千瓦時，當前水電新增可解決100億千瓦時，其余壓力在火電和新能源。
未來兩年云南新能源電源比例提升至18%，儲能遲早上馬
12月19日的電網會議，實際上是給電源企業開始吹風，其實大家也清楚儲能是新能源電源比例增加以后無法規避的一道坎。由于現階段的電力需求和負荷峰谷未達到臨界值，云南的儲能一直在討論中，云南省能源局也在專題在進行研究，選擇何時，從哪里切入，都還不具備條件，但此次1090萬千瓦風光項目的上馬，給儲能的切入帶來契機。
風電具有隨機性，波動性較高的特點，盡管風電的風功率預測準確率達到或接近90%，但對比火電或有庫容的水電而言，這個優勢基本可以忽略；隨著云南工業用電比例增加，用電負荷的峰谷差值將會逐步提升，此時需要儲能解決調峰問題。云南實施抽水蓄能的可能性較小，大部分都是生態薄弱區域，且不論抽水蓄能，就是怒江，嘎灑江等水電項目都因為生態一直擱淺。
到2022年，如按規劃建設，云南風光新能源裝機將達到2354萬千瓦，裝機比例突破18%，如此高的新能源裝機比例，而火電裝機比例僅有12%，金沙江流域基本無庫容，而瀾滄江庫容調劑有限，如此大的用電需求和隨之增長的負荷峰谷差如何解決，只能逼迫儲能上馬，實際上，云南已經在開始儲能的商業運作實驗。
11月26日，云南電網首套儲能供電系統成功接入昆明官渡供電局阿拉街道小麻苴新村配電變，標志著云南電網應用儲能技術解決配網問題邁出了關鍵一步。投運儲能電站規模為100千瓦/100 千瓦時小型可移動儲能供電系統，采用的磷酸鐵鋰電池、儲能雙向變流器，提供最大100千瓦用電負荷支撐，能夠降低配電變壓器20%的最高負載率，實現削峰填谷，緩解重過載的目的。
云南儲能：越早參與，越早受益
儲能是新能源發展過程中必然的產物，隨著新能源裝機規模持續增加，儲能的必要性是已經毋庸多言，從行業的發展來看，尤其是政策性的行業，越早介入并參與，就越能享受到政策的紅利，在風電和光伏早期的發展中已經得到了充分的驗證，盡管這批項目的投資成本偏緊，但如果通過其他的商業模式解決了投資問題，同時又參與積極至此了電網的儲能配套，或許配套能給發電帶來另外一部分的輔助服務收益。
云南電源裝機過億，可再生能源裝機突破85%
11月24日，烏東德右岸電廠9號機組投運，云南省電源裝機突破1億千瓦，達1.0073億千瓦，約相當于4.5個三峽電站裝機容量；水電為主的清潔能源裝機占比達85%、發電量占比超過93%。
12月15日，曲靖市公示了云南新增790萬千瓦風電的最后一批項目業主，至此云南十四五第一批新增風電項目在停滯5年后宣布正式啟動。按云南省規劃，2022年底1090萬萬千瓦新能源裝機完成，加上烏東德和白鶴灘全部投產，云南電源裝機達到13018萬千瓦，此時可再生能源裝機將達到88.44%，其中風電和光伏的裝機容量比例將達到18.09%（全容量比例），該比例足以翹楚于黃河以南諸省份。
區域經濟復蘇明顯，云南綠色能源經濟效應初顯：電力需求猛增
目前云南已建成“十直兩交”500千伏及以上大通道，最大送電能力達3665 萬千瓦，省間送電能力居全國之首，其中 8月份外送通道平均利用率近 90%。6—10月，云南西電東送平均送電負荷率達到了92%，較上半年提高19個百分點，同時遠高于85%的省內日均負荷率，汛期西電東送日送電量累計9次刷新歷史記錄。西電東送繼續超出計劃送電量。云南電網公司積極克服疫情不利影響，持續推進西電東送，最大限度消納云南清潔能源。1-10月西電東送電量達 1286.5 億千瓦時，較年度計劃增送254.56億千瓦時，風電、光伏基本全額消納。
根據云南電網官方信息顯示：1-10月，云南電網省調平衡口徑水電、風電、光伏發電量分別達 2112.88、203.75、37.19 億千瓦時，水電、風電發電量同比增長 3.23%、1.43%，光伏與去年基本持平，棄水電量僅 24.1 億千瓦時，棄風、棄光率分別為0.74%、0.49%，遠低于國家發展改革委、能源局印發的《解決棄水棄風棄光問題實施方案》中 5%的目標值。庫容有限，電煤價格居高不下：云南電力供應壓力逐步增加
隨著汛期的結束，云南全省水電出力逐漸減少，為確保今冬明春電力的穩定供應，多舉措“保蓄水”、“保存煤”，根據南方電網信息顯示，截至10月底，云南電網統調火電存煤量達到301萬噸，全網水電蓄能達到315.97億千瓦時，同比增加105.16億千瓦時。
近年來，由于電煤價格持續上漲、煤礦安全整頓等原因，云南電煤供應普遍較為緊張，但電力系統對火電發電支撐需求卻愈來愈旺盛。
上半年，云南火電發電量同比增加95.8%，但意味著虧損嚴重，雖然有效保障了省內電力供應和西電東送平穩，但持續增加的壓力無法滿足新時期的電力需求。提前謀劃保蓄水。水電方面，除了瀾滄江流域的小灣、糯扎渡有一定的庫容外，只能動態調整水庫運行計劃，未來壓力將繼續加大。目前昭通二期，鶴慶其亞，山東魏橋的電解鋁項目在今冬新增電量需求高達200億千瓦時，當前水電新增可解決100億千瓦時，其余壓力在火電和新能源。
未來兩年云南新能源電源比例提升至18%，儲能遲早上馬
12月19日的電網會議，實際上是給電源企業開始吹風，其實大家也清楚儲能是新能源電源比例增加以后無法規避的一道坎。由于現階段的電力需求和負荷峰谷未達到臨界值，云南的儲能一直在討論中，云南省能源局也在專題在進行研究，選擇何時，從哪里切入，都還不具備條件，但此次1090萬千瓦風光項目的上馬，給儲能的切入帶來契機。
風電具有隨機性，波動性較高的特點，盡管風電的風功率預測準確率達到或接近90%，但對比火電或有庫容的水電而言，這個優勢基本可以忽略；隨著云南工業用電比例增加，用電負荷的峰谷差值將會逐步提升，此時需要儲能解決調峰問題。云南實施抽水蓄能的可能性較小，大部分都是生態薄弱區域，且不論抽水蓄能，就是怒江，嘎灑江等水電項目都因為生態一直擱淺。
到2022年，如按規劃建設，云南風光新能源裝機將達到2354萬千瓦，裝機比例突破18%，如此高的新能源裝機比例，而火電裝機比例僅有12%，金沙江流域基本無庫容，而瀾滄江庫容調劑有限，如此大的用電需求和隨之增長的負荷峰谷差如何解決，只能逼迫儲能上馬，實際上，云南已經在開始儲能的商業運作實驗。
11月26日，云南電網首套儲能供電系統成功接入昆明官渡供電局阿拉街道小麻苴新村配電變，標志著云南電網應用儲能技術解決配網問題邁出了關鍵一步。投運儲能電站規模為100千瓦/100 千瓦時小型可移動儲能供電系統，采用的磷酸鐵鋰電池、儲能雙向變流器，提供最大100千瓦用電負荷支撐，能夠降低配電變壓器20%的最高負載率，實現削峰填谷，緩解重過載的目的。
云南儲能：越早參與，越早受益
儲能是新能源發展過程中必然的產物，隨著新能源裝機規模持續增加，儲能的必要性是已經毋庸多言，從行業的發展來看，尤其是政策性的行業，越早介入并參與，就越能享受到政策的紅利，在風電和光伏早期的發展中已經得到了充分的驗證，盡管這批項目的投資成本偏緊，但如果通過其他的商業模式解決了投資問題，同時又參與積極至此了電網的儲能配套，或許配套能給發電帶來另外一部分的輔助服務收益。
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