本文介绍了江西省发展改革委发布的《江西省支持独立储能健康有序发展若干措施（征求意见稿）》的主要内容。措施旨在推动独立储能健康有序发展，包括健全独立储能价格机制、加快推动独立储能参与市场、鼓励签订市场合约、支持容量租赁、研究提升长时独立储能容量租赁比例等关键措施。
措施中提出了完善独立储能的价格机制，包括鼓励签订顶峰时段和低谷时段市场合约，发挥移峰填谷和顶峰发电作用，以及独立储能电站向电网送电时，相应充电电量不承担输配电价和政府性基金及附加。
措施中明确提出支持独立储能参与中长期市场和现货市场，分时段签订市场合约，并鼓励其参与辅助服务市场，按照“谁服务、谁获利，谁受益、谁承担”的原则合理获取辅助服务收益。
措施中提出支持新能源项目通过租赁独立储能容量满足自身配储需求，鼓励签订不低于10年的容量租赁协议或合同，并鼓励提升长时独立储能容量租赁比例。
措施中提出了强化组织领导和监督管理的保障措施，包括建立健全独立储能综合监管和多部门协调机制、加强技术支持、做好监督管理等。
11月20日，江西省发展改革委发布
《江西省支持独立储能健康有序发展若干措施（征求意见稿）》。
健全独立储能价格机制
。加快推动独立储能参与中长期市场和现货市场。
鉴于现阶段储能容量相对较小，鼓励独立储能签订顶峰时段和低谷时段市场合约，发挥移峰填谷和顶峰发电作用
。独立储能电站向电网送电的，其相应充电电量不承担输配电价和政府性基金及附加。
支持独立储能容量租赁。
研究提升长时独立储能容量租赁比例
，独立储能的年容量租赁价格由各投资主体自主协商确定。鼓励新能源和独立储能项目投资主体共同
签订不低于10年的容量租赁协议或合同
。未完成配建储能建设或未足额租赁储能容量的新能源项目，不得并网发电。
源文件如下：
江西省发展改革委关于公开征求《江西省支持独立储能健康有序发展若干措施（征求意见稿）》意见建议的公告
为贯彻落实《国家发展改革委国家能源局关于加快推动新型储能发展的指导意见》（发改能源规〔2021〕1051号）、《国家发展改革委办公厅 国家能源局综合司关于进一步推动新型储能参与电力市场和调度运用的通知》（发改办运行〔2022〕475号）等文件要求，完善适应新型储能参与的市场机制、价格机制和运行机制，推动我省新型储能高质量发展，我们会同有关部门起草了《江西省支持独立储能健康有序发展若干措施（征求意见稿）》。社会各界人士和有关单位可在2024年12月20日前，将意见建议通过电子邮件方式反馈至邮箱：[email protected]。为便于沟通联系，反馈意见时敬请注明姓名、单位、联系方式。
附件：江西省支持独立储能健康有序发展若干措施（征求意见稿）
新型储能是指除抽水蓄能外，以输出电力为主要形式，并对外提供服务的储能技术。为进一步明确我省新型储能市场定位，建立完善适应新型储能参与的市场机制、价格机制和运行机制，推动我省新型储能高质量发展，按照《国家发展改革委国家能源局关于加快推动新型储能发展的指导意见》（发改能源规〔2021〕1051号）、《国家发展改革委办公厅 国家能源局综合司关于进一步推动新型储能参与电力市场和调度运用的通知》（发改办运行〔2022〕475号）和《江西省能源局关于印发的通知》（赣能电力字〔2024〕2号）等文件要求，结合我省实际，制定以下措施。
建立健全涵盖电力中长期市场、现货市场、辅助服务市场的新型储能交易体系，明确新型储能作为独立主体的认定标准，完善我省新型储能容量租赁机制、运行调度模式和价格制度，发挥新型储能在电力运行中的重要作用，提升新型储能总体利用水平，保障新型储能合理收益，促进我省新型储能行业健康发展。
（一）明确独立储能认定标准。
参照《新型储能试点示范工作规则（试行）》有关要求，适时开展省级新型储能试点示范工作，优先考虑在大规模新能源汇集、调峰调频困难的地区统筹布局一批独立储能项目，并建立省级独立储能示范项目清单。对于已列入国家试点示范清单的新型储能项目，在具备独立计量控制等技术条件、接入调度自动化系统可被电网监控和调度、符合相关标准规范后，视为独立储能。
（二）
支持独立储能参与电力市场。
建立健全我省“电力中长期+现货+辅助服务”的完整市场体系，明确将独立储能纳入市场主体范畴，促进独立储能“一体多用、分时复用”。
支持独立储能参与现货市场和电力中长期市场，鼓励独立储能分时段签订市场合约，发挥其移峰填谷和顶峰发电作用。
支持独立储能依据《江西电力调频辅助服务市场运营规则》等规定参与辅助服务市场，并按照“谁服务、谁获利，谁受益、谁承担”的原则合理获取辅助服务收益。
电力现货市场未连续运行期间，不向用户侧疏导辅助服务费用。
（三）支持独立储能容量租赁。
鼓励我省新能源项目通过租赁国家试点示范独立储能容量满足自身配储需求，不受市域限制。鼓励消纳困难地区的新能源项目就近租赁独立储能。
研究提升长时独立储能容量租赁比例，独立储能的年容量租赁价格由各投资主体自主协商确定。
鼓励新能源和独立储能项目投资主体共同签订不低于10年的容量租赁协议或合同
。未完成配建储能建设或未足额租赁储能容量的新能源项目，不得并网发电。
（四）健全独立储能价格机制。
加快推动独立储能参与中长期市场和现货市场。
鉴于现阶段储能容量相对较小,鼓励独立储能签订顶峰时段和低谷时段市场合约,发挥移峰填谷和顶峰发电作用。
独立储能电站向电网送电的,其相应充电电量不承担输配电价和政府性基金及附加。
（五）强化独立储能调度运行管理。
电力调度机构应充分调用独立储能设施，
确保独立储能每年调用完全充放电次数原则上不低于350次
，充分发挥独立储能系统调节作用，
保障独立储能合理收益
。电力调度机构可在电力供应紧张或电网安全运行需要时，统一调度运行独立储能设施，独立储能设施按照有关规定或市场化规则获取补偿。
（一）强化组织领导。
建立健全独立储能综合监管和多部门协调机制，加强重大问题沟通协商，明确各方责任分工，形成能源主管部门统筹、多部门参与的组织领导格局，推动落实独立储能有关机制。
（二）加强技术支持。
电网企业要建立技术支持平台，实现独立储能荷电状态全面监控和充放电精准调控，并指导项目业主做好所需一、二次设备建设改造，满足储能参与市场、并网运行和接受调度指令的相关技术要求。
电力交易机构会同电力调度机构负责独立储能的电力市场注册和管理，制定独立储能参与交易实施细则，建立独立储能容量租赁平台，提供企业登记、需求发布、交易组织、交易结算、合同管理等服务。
（三）做好监督管理。
各级能源主管部门要进一步加强对独立储能的调度运行监管，确保独立储能得到公平调度，获取同等权益和相当的利用率。市、县两级能源主管部门要贯彻落实“三管三必须”的总体要求，强化独立储能项目的属地安全监管，配合相关机构指导、督促独立储能项目业主做好新型储能安全生产工作，保障独立储能按期开工建设和安全稳定运行。
以上措施自印发之日起实施。如遇国家有关政策调整，按照国家最新政策执行。
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