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6月12日，河南省人民政府办公厅印发了《关于加快新型储能发展的实施意见》（以下简称《实施意见》）。

意见提出，到2025年，全省新能源项目配套储能规模达到470万千瓦以上，用户侧储能规模达到30万千瓦以上；新型储能规模达到500万千瓦以上，力争达到600万千瓦。

《实施意见》指出，2021年及以后河南省年度风光开发方案中的新能源项目，要严格按照开发方案中承诺的储能配比配置储能设施，储能设施投运时间应不晚于新能源项目投运时间；如未投运，电网不得调度和收购其电力电量。

新能源项目投产后，配建或租赁的储能设施未达到项目承诺水平的，按照未完成储能容量对应新能源容量规模扣除其并网容量。配套的储能项目晚于新能源项目建成投产的，由储能项目企业承担其滞后期间新能源场站发电损失。

鼓励已并网的存量新能源项目按照不低于装机功率的10%、时长不少于2小时的要求配置新型储能设施，项目企业后续开发新能源项目时，其存量项目配置的储能容量可与新建项目配套的储能容量叠加参与竞争排名。同一调度区域内，优先消纳储能配比高、时长长的新能源项目电力电量。已并网的存量新能源项目按照要求配置储能设施并达到独立储能运行条件要求的，参与辅助服务分摊时给予一定减免。

意见指出，重点建设容量不低于10万千瓦时的独立储能电站。存量新能源项目增配的储能设施，原则上按照大型独立储能电站标准进行建设。新能源项目已配建的新型储能设施，按照自愿原则，在满足一定的条件下，可转为独立储能设施。

鼓励2021、2022年年度风光开发方案中的新能源企业采用租赁或共建共享方式配建储能设施。支持存量新能源项目优先通过租赁大型独立储能电站容量实现储备调节功能。对2023年及以后申请纳入年度风光开发方案的新能源项目，租赁独立储能项目容量并签订10年以上长期租赁协议的，同等条件下优先纳入。长时（超过2小时）储能项目容量租赁给新能源项目时，可按照比例折算到2小时系统功率。

储能项目建成投产6个月后，匹配的新能源项目仍未建成的，相应的储能容量可重新选择新能源企业进行租赁。容量可根据调峰需求由新能源企业在全省范围内租赁使用。河南电力交易中心按月度组织租赁交易，交易结果作为新能源企业配置储能容量的依据。独立储能项目配套电网送出工程建设事宜参照河南省已出台的新能源配套送出工程建设有关规定执行，储能企业自建的配套送出工程建成并稳定运行后，由省电力公司及时回购。

储能设施充电执行谷段电价政策，每日23时至次日7时谷段时间充电时，谷段电价按平段电价的41%执行，其中，每年1月、7月、8月、12月谷段电价按平段电价的47%执行。上述政策如有调整，按调整后的政策执行。政府性基金及附加、容(需)量电价不参与浮动。

规模在1000千瓦时以上的、新能源项目配建非独立储能和用户侧的非独立储能，投入使用并通过核查验收后，河南省财政在下一年度给予一次性奖励，2023年、2024年、2025年奖励标准分别为140元/千瓦时、120元/千瓦时、100元/千瓦时。