江西省能源局于1月9日印发了《江西省新型储能发展规划(2024-2030年)》（以下简称《发展规划》）。
《发展规划》制定了江西省分阶段的储能发展目标：到2025年、2030年，力争实现各设区市新型储能投产规模不少于新增新能源装机的15%、20%。到2035年，力争实现全省新型储能投产600万千瓦以上。
对于2035年发展目标，《发展规划》针对各个地区进行了详细的拆解，上饶、南昌、抚州、赣州装机规模最大，规划装机800MW。
《发展规划》详细列举了96个已开展前期研究的新型储能项目，项目总规模6.6GW/6.6GWh（按默认充电时长1小时配置计算）。这些项目，将最有可能成为江西省最先落地的储能项目，关注江西储能市场的可重点跟进。
96个项目，包含多种储能技术，例如300MW/1200MWh压缩空气储能项目、50MW/100MWh钠离子储能电站项目、100MW/200MWh集中式(共享式)钠离子高压级联新型复合储能项目等。详细列表如下：
此外，《发展规划》还提出源网荷各侧储能发展主要任务和各侧规划项目、新型储能市场交易体系、价格机制。
要点如下：
源网荷各侧储能发展主要任务和各侧规划项目：
1、加大力度推进电源侧新型储能发展。
新建新能源项目配建储能容量不低于新能源装机规模的10%，储能时长不少于2小时。结合我省电力系统调峰需求，适时调整“新能源+储能”配建政策。通过竞争优选的新能源项目，其承诺的配建储能项目自动纳入规划。
2、全面推进常规电源与新型储能融合发展。
支持煤电、水电等存量常规电源根据需求合理配建新型储能设施，提高系统整体运行灵活性和经济性。鼓励探索利用退役火电机组既有厂址和输变电设施，基于新能源开发条件和电网输送能力，建设风光火储一体化项目，推进多能互补发展。
3、充分发挥新型储能电网调节作用。
在负荷密集接入、大容量直流馈入、大规模新能源汇集、调峰调频困难、电压支撑能力不足的关键电网节点以及负荷中心、临时性负荷增加区域等输变电资源紧张地区合理布局新型储能。
有序推动电网侧新型储能发展。依据国家电价政策，充分考虑我省输配电价疏导能力，结合我省实际需求，统筹布局、适度建设一批电网侧新型储能。参照抽水蓄能政策探索电网侧新型储能项目业主确定机制，有序推动项目实施。
4、鼓励用户按需配置新型储能。
鼓励工业、通信、金融、互联网等用电量大、电能质量要求高的电力用户配置新型储能设施。通过探索智慧能源、虚拟电厂等商业模式，降低用户用电成本提高电力供应质量。
支持分布式供能系统配置新型储能。围绕大数据中心、5G基站、工业园区等终端用户，支持依托分布式新能源、增量配电网、微电网等配置新型储能，提高分布式供能系统供电可靠性和经济性。
新型储能市场交易体系、价格机制：
5、加快完善电力市场体系。
规划提出要建立健全涵盖中长期交易市场、现货市场、辅助服务市场的新型储能交易体系。支持新型储能参与电力市场，鼓励配建新型储能与所属电源联合参与电力市场。研究新型储能参与电力市场的准入规划和交易机制，探索制定独立储能认定标准、配套政策，为新型储能营造更广阔的生存空间。
完善“按效果付费”的电力辅助服务补偿机制，探索制定调峰辅助服务补偿标准，适时扩充项目纳入的辅助服务品类。
6、研究落实新型储能价格机制.
研究落实电网侧储能容量电价机制，科学评估新型储能输变电设施投资替代效益，探索将电网替代性储能设施成本收益纳入输配电价回收。
研究新型储能容量租赁模式，探索构建新型储能容量交易平台。
逐步完善分时电价政策，为用户侧储能发展创造更大空间。
文件详情如下。
责任编辑：尚冰清
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