一、优化储能与新能源协同机制。加快开发利用各类储能调峰资源，努力增加新能源并网规模，新能源项目开发应按要求采用自建或共建、租赁或购买储能服务等方式配建储能设施。鼓励采用液流电池、压缩空气或二氧化碳储能、飞轮储能、重力储能等储能方式，提高系统调节能力。自治区发展改革委组织国网新疆电力公司定期测算分地区储能建设规模需求，各地（州、市）合理确定储能区域布局和投运时序，制定新型储能年度建设方案报自治区发展改革委备案。支持新能源企业共建大容量共享储能设施或推动第三方投资建设，拓宽储能综合利用价值。同一区域内已建成的配建储能设施具备独立计量、独立控制条件的，可通过技术手段改造转为独立储能（含共享储能），实现储能的系统调控和单独计量功能，具备统一调度和交易结算的技术条件。

二、完善新型储能市场价格机制。鼓励储能以独立身份参与电力市场中长期交易或现货交易。独立储能电站可自主选择参与电能量（中长期交易、现货）、辅助服务等市场，也可部分容量分别参与上述市场交易。新能源配建储能自行选择与配建主体一体参与市场化交易或通过技术改造转为独立储能后单独参与，涉及源网荷储一体化项目的储能原则上暂不转为独立储能。独立储能放电上网时，作为发电市场主体参与中长期交易，执行分时交易上网电价；充用电时，视同电力用户执行峰谷分时电价政策，参与中长期交易与发电企业签订分时段市场合约。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。抓紧制定印发《储能参与中长期交易实施细则》，明确具体交易规则。电力现货市场运行后，独立储能电站用电电价、上网电价按现货市场价格及规则结算。

三、试行独立储能容量电价补偿。对我区建成并网的独立储能电站实施容量补偿。2025年底前，补偿标准按放电量计算，2023年暂定0.2元/千瓦时，2024年起逐年递减20%（即2024年补偿标准0.16元/千瓦时、2025年补偿标准0.128元/千瓦时）。补偿所需资金暂由全体工商业用户共同分摊，电网企业按月根据补偿资金规模和工商业用电量测算分摊标准。

四、加快推动独立储能参与辅助服务市场。鼓励独立储能自主报量参与调峰辅助服务市场，现阶段执行特殊调用支持政策，在全网弃风弃光时段根据电力调度机构指令进入充电状态的，对其充电电量进行补偿，具体补偿标准为0.55元/千瓦时；其放电量按照0.25元/千瓦时结算，不再享受容量电价补偿。储能参与调峰和电力保供的补偿费用按照《新疆电网发电侧储能管理暂行规则》（新发改规〔2020〕6号）进行分摊。电网企业在同等条件下确保优先调用储能设施，南疆四地州投运独立储能项目原则上2023年全年调用完全充放电次数不低于100次。《新疆电力辅助服务市场运营规则》出台后，独立储能按照相关市场运营规则参与辅助服务市场交易。