发展目标培育一批示范应用项目，打造一批典型应用场景，建立和完善适宜新型储能健康发展的政策体系、商业模式和标准规范，促进新型储能产品在更多领域、更大范围实现推广应用，为全省新能源消纳、新型电力系统建设、能源绿色转型和光储产业高质量发展提供有力支撑。力争到2025年，全省新型储能装机规模达到300万千瓦以上，到2027年全省新型储能装机规模达到450万千瓦以上。
重点方向
（一）成熟技术规模应用。支持各地结合实际需求和应用场景，因地制宜布局锂离子电池、全钒液流电池、铅炭电池、压缩空气、飞轮储能、超级电容等技术相对成熟的新型储能项目，推动成熟技术开展规模化应用。
（二）新兴技术示范应用。支持有条件地区围绕压缩二氧化碳、其他液流电池（铁铬液流电池、铁基液流电池、锌基液流电池等）、钠离子电池、半固态锂电池、重力储能等新兴技术领域建设新型储能示范项目，加快构网型储能系统示范应用。
（三）潜力技术探索应用。支持在保障安全的前提下，开展氢储能、热储能等具有长时储能应用潜力的新型储能技术试点应用，带动关键技术研发攻关，提升能量转换效率，探索梳理合适的应用模式和场景。
重点领域
（一）电源侧储能重点围绕风光资源集中区域，支持源网荷储一体化和多能互补项目开发建设，支持新能源项目通过配建储能或租赁容量形式，构建电源出力特性与负荷特性匹配的友好型电源集群，提升新能源并网友好性和容量支撑能力。
（二）电网侧储能重点围绕大规模新能源汇集、负荷密集接入和电压支撑能力不足的关键电网枢纽点，布局一批电网侧独立新型储能电站，促进电力就近平衡，提高电网供电能力和应急保障能力。支持电网侧独立新型储能项目通过租赁容量、参与电力现货市场、电力辅助服务市场等方式疏导成本。
（三）用户侧储能重点围绕高能耗企业、大数据中心、5G基站、工业园区、公路服务区等终端用户，推动布局建设用户侧储能项目，探索微电网、虚拟电厂等多种新型储能应用场景和商业模式。支持不间断电源、充换电设施等用户侧储能设施建设，探索电动汽车双向互动智能充放电技术应用。
重点任务
重点方向
（一）成熟技术规模应用。支持各地结合实际需求和应用场景，因地制宜布局锂离子电池、全钒液流电池、铅炭电池、压缩空气、飞轮储能、超级电容等技术相对成熟的新型储能项目，推动成熟技术开展规模化应用。
（二）新兴技术示范应用。支持有条件地区围绕压缩二氧化碳、其他液流电池（铁铬液流电池、铁基液流电池、锌基液流电池等）、钠离子电池、半固态锂电池、重力储能等新兴技术领域建设新型储能示范项目，加快构网型储能系统示范应用。
（三）潜力技术探索应用。支持在保障安全的前提下，开展氢储能、热储能等具有长时储能应用潜力的新型储能技术试点应用，带动关键技术研发攻关，提升能量转换效率，探索梳理合适的应用模式和场景。
重点领域
（一）电源侧储能重点围绕风光资源集中区域，支持源网荷储一体化和多能互补项目开发建设，支持新能源项目通过配建储能或租赁容量形式，构建电源出力特性与负荷特性匹配的友好型电源集群，提升新能源并网友好性和容量支撑能力。
（二）电网侧储能重点围绕大规模新能源汇集、负荷密集接入和电压支撑能力不足的关键电网枢纽点，布局一批电网侧独立新型储能电站，促进电力就近平衡，提高电网供电能力和应急保障能力。支持电网侧独立新型储能项目通过租赁容量、参与电力现货市场、电力辅助服务市场等方式疏导成本。
（三）用户侧储能重点围绕高能耗企业、大数据中心、5G基站、工业园区、公路服务区等终端用户，推动布局建设用户侧储能项目，探索微电网、虚拟电厂等多种新型储能应用场景和商业模式。支持不间断电源、充换电设施等用户侧储能设施建设，探索电动汽车双向互动智能充放电技术应用。
重点任务
（一）强化政策扶持引导1. 优化电源侧储能建设调用。统筹电力平衡需求和新能源配建储能实际保障能力，合理设计调用方式，避免“多用多亏”。支持新能源配建储能通过新能源电站充电或在用电低谷期间通过电网充电，参考工商业分时电价结算电网充电量。当新能源机组无出力或出力不足时，经调度机构同意后可申请不执行或降功率执行调度充放电指令；在紧急时期调用新能源配建储能时，参照独立储能“低充高放”政策执行结算方式。2. 加大电网侧储能扶持引导。根据行业发展实际需要，及时调整优化现行支持政策，进一步拓展新型储能应用项目优惠政策覆盖面。（牵头单位：省工业和信息化厅，配合单位：省能源局、省发展改革委、省电力公司）制定独立新型储能调用结算工作细化方案，在市场化机制建立前对独立新型储能调用结算予以政策支持。3. 支持用户侧储能扩大应用。统筹全省电力平衡需要和储能发展需求，在市场化机制建立前，持续优化分时电价政策，提升用户侧储能收益能力。（牵头单位：省发展改革委，配合单位：省电力公司）支持高耗能企业根据实际需要配置用户侧储能，提升企业在实施有序用电期间的保障能力。
（二）开展示范场景应用4. 培育示范应用场景案例。重点围绕源网荷储一体化、智能微电网、虚拟电厂、低碳园区等方向，打造一批技术领先、应用前景良好、可复制推广性高、产业带动性强的创新应用场景，每年遴选一批省级优秀创新应用场景案例，给予一次性奖励，并优先向国家推荐。对入选国家级示范应用类项目或优秀案例的单位，额外给予政策奖励。5. 加强场景案例宣传推介。建立新型储能优秀创新应用场景案例发布平台，定期组织开展场景应用专场新闻发布。充分利用政府网站、新闻媒体、自媒体等各类平台，对新型储能优秀创新应用场景案例进行专题宣传推介。6. 促进应用场景供需对接。发挥省先进光伏和新型储能产业供需对接平台作用，开设“应用场景”专栏常态化开展线上供需对接。通过线下方式组织开展储能应用项目路演，推动用户侧储能供需合作。定期收集风电、光伏电站配储需求和电网侧独立储能项目共享容量，实时发布供需信息，促进独立储能容量租赁业务发展。7. 发挥省属企业示范作用。指导省属企业结合自身用电需求，率先开展用户侧新型储能示范应用，力争省属企业配建新型储能比例不低于50%。支持省属企业结合自身条件，在新投建的储能电站中开展新兴储能技术和潜力储能技术的探索应用。
（三）加快电力市场建设8. 优化新型储能参与电力市场机制。持续优化电力中长期市场交易方式，支持新型储能等市场主体按照顺价结算方式参与电力中长期市场，推动电力中长期市场分时交易、顺价结算、按工作日连续开始，引导新型储能通过中长期市场保障基本收益。按照国家发展改革委、国家能源局统一部署，推动电力现货市场连续试运行和正式运行，通过现货市场的分时电价功能，提高新型储能运行效益。9. 拓展新型储能辅助服务市场类别。支持新型储能参与布局调峰市场。加快推动电力调频辅助服务市场正式运行，支持新型储能作为独立市场主体公平参与调频辅助服务市场，有序放开独立储能电站中标调频容量占调频总量总需求的比例限制。
（四）指导规范有序发展10. 加强新型储能项目管理。评估新型储能年度装机规模，滚动更新全省新型储能年度实施项目清单和储备项目清单，有序引导新型储能项目开发。对纳入省级实施项目清单的共享储能项目，应落实不低于50%比例的容量租赁协议要求。11. 健全新型储能标准规范。编制出台用户侧电化学储能并网流程和技术导则，明确总接入容量、单点接入容量、接入点数量等相关技术标准，进一步规范和统一全省用户侧电化学储能报装流程。出台电化学储能设备验收规范、电化学储能系统安全风险评估规范等地方标准，引导新型储能安全发展。12. 落实行业规范管理要求。指导企业对标《锂离子电池行业规范条件》加强技术研发、工艺改进、质量管理，对符合《锂离子电池行业规范条件》的企业按相关政策予以支持。引导新型储能电站采购符合《锂离子电池行业规范条件》要求企业的储能电池产品，在省级新型储能示范应用类项目中优先予以支持。
