12月19日，云南电网召开了新能源8+3项目业主电网建设规划会议，会议通气了十四五期间开始规模启动新能源储能的有关事项，建议配置风电光伏储能，不强制执行，但需要下接入中进行论证规划。并作为项目接入论证的必要条件，至此，大家一直担心的云南新能源+储能终于开始正式浮出水面。
区域经济复苏明显，云南绿色能源经济效应初显：电力需求猛增
目前云南已建成“十直两交”500千伏及以上大通道，最大送电能力达3665 万千瓦，省间送电能力居全国之首，其中 8月份外送通道平均利用率近 90%。6—10月，云南西电东送平均送电负荷率达到了92%，较上半年提高19个百分点，同时远高于85%的省内日均负荷率，汛期西电东送日送电量累计9次刷新历史记录。西电东送继续超出计划送电量。云南电网公司积极克服疫情不利影响，持续推进西电东送，最大限度消纳云南清洁能源。1-10月西电东送电量达 1286.5 亿千瓦时，较年度计划增送254.56亿千瓦时，风电、光伏基本全额消纳。
根据云南电网官方信息显示：1-10月，云南电网省调平衡口径水电、风电、光伏发电量分别达 2112.88、203.75、37.19 亿千瓦时，水电、风电发电量同比增长 3.23%、1.43%，光伏与去年基本持平，弃水电量仅 24.1 亿千瓦时，弃风、弃光率分别为0.74%、0.49%，远低于国家发展改革委、能源局印发的《解决弃水弃风弃光问题实施方案》中 5%的目标值。库容有限，电煤价格居高不下：云南电力供应压力逐步增加。
随着汛期的结束，云南全省水电出力逐渐减少，为确保今冬明春电力的稳定供应，多举措“保蓄水”、“保存煤”，根据南方电网信息显示，截至10月底，云南电网统调火电存煤量达到301万吨，全网水电蓄能达到315.97亿千瓦时，同比增加105.16亿千瓦时。
近年来，由于电煤价格持续上涨、煤矿安全整顿等原因，云南电煤供应普遍较为紧张，但电力系统对火电发电支撑需求却愈来愈旺盛。
上半年，云南火电发电量同比增加95.8%，但意味着亏损严重，虽然有效保障了省内电力供应和西电东送平稳，但持续增加的压力无法满足新时期的电力需求。提前谋划保蓄水。水电方面，除了澜沧江流域的小湾、糯扎渡有一定的库容外，只能动态调整水库运行计划，未来压力将继续加大。目前昭通二期，鹤庆其亚，山东魏桥的电解铝项目在今冬新增电量需求高达200亿千瓦时，当前水电新增可解决100亿千瓦时，其余压力在火电和新能源。
未来两年云南新能源电源比例提升至18%，储能迟早上马
12月19日的电网会议，实际上是给电源企业开始吹风，其实大家也清楚储能是新能源电源比例增加以后无法规避的一道坎。由于现阶段的电力需求和负荷峰谷未达到临界值，云南的储能一直在讨论中，云南省能源局也在专题在进行研究，选择何时，从哪里切入，都还不具备条件，但此次1090万千瓦风光项目的上马，给储能的切入带来契机。
风电具有随机性，波动性较高的特点，尽管风电的风功率预测准确率达到或接近90%，但对比火电或有库容的水电而言，这个优势基本可以忽略；随着云南工业用电比例增加，用电负荷的峰谷差值将会逐步提升，此时需要储能解决调峰问题。云南实施抽水蓄能的可能性较小，大部分都是生态薄弱区域，且不论抽水蓄能，就是怒江，嘎洒江等水电项目都因为生态一直搁浅。
到2022年，如按规划建设，云南风光新能源装机将达到2354万千瓦，装机比例突破18%，如此高的新能源装机比例，而火电装机比例仅有12%，金沙江流域基本无库容，而澜沧江库容调剂有限，如此大的用电需求和随之增长的负荷峰谷差如何解决，只能逼迫储能上马，实际上，云南已经在开始储能的商业运作实验。
11月26日，云南电网首套储能供电系统成功接入昆明官渡供电局阿拉街道小麻苴新村配电变，标志着云南电网应用储能技术解决配网问题迈出了关键一步。投运储能电站规模为100千瓦/100 千瓦时小型可移动储能供电系统，采用的磷酸铁锂电池、储能双向变流器，提供最大100千瓦用电负荷支撑，能够降低配电变压器20%的最高负载率，实现削峰填谷，缓解重过载的目的。
云南储能：越早参与，越早受益
储能是新能源发展过程中必然的产物，随着新能源装机规模持续增加，储能的必要性是已经毋庸多言，从行业的发展来看，尤其是政策性的行业，越早介入并参与，就越能享受到政策的红利，在风电和光伏早期的发展中已经得到了充分的验证，尽管这批项目的投资成本偏紧，但如果通过其他的商业模式解决了投资问题，同时又参与积极至此了电网的储能配套，或许配套能给发电带来另外一部分的辅助服务收益。
