1)将实行“新能源+储能”一体化开发模式。新建新能源项目，储能容量原则上不低于新能源项目装机量的10%，储能时长2小 时以上。对储能配比高、时间长的一体化项目给予优先支持。
2)实行"水电+新能源+储能”协同发展模式。新建、新投 运水电站同步配置新能源和储能系统，使新增水电与新能源、储 能容量配比达到1 ∶2 ∶0.2，实现就地平衡。
3)优先保障消纳。电网企业要与储能电站企业签订并网调度 协议和购售电合同，确保"新能源+ 储能” 、"水电+ 新能源+ 储 能”项目和独立储能电站优先接入、优先调度、优先消纳、优先 外送，保证储能设施利用小时数不低于540小时。
4)对"新能源+储能” 、"水电+新能源 + 储能”项目中自发自储设施所发售的省内电网电量，给予每千瓦时0.10元运营补贴(经省工业和信息化厅认定使用本省产储能 电池 60%以上的项目，在上述补贴基础上，再增加每千瓦时0.05 元补贴)，具体电量由新能源企业与电网企业共同认定，具备条件 的可由电网企业抄表计量，电量结算按月报省能源局备案。
5)明确补贴范围和期限 。补贴对象为2021、2022 年投产的电化学储能项目 ，由电网企业每月按电量及时足额结算，补贴资金纳入电网企业第二监管周期输配 电价降价预留资金统筹解决，补贴时限暂定为2021年 1 月 1 日至 2022 年 12 月3 1 日。
