（二）完善市场参与机制。建立完善独立新型储能项目参与中长期、现货等电能量市场和调峰、调频等辅助服务市场的技术标准、交易规则和价格形成方式。根据我省电力市场建设情况，独立新型储能项目当前可参与中长期交易和辅助服务等市场交易，待电力现货市场正式启动运行后，可按电力现货市场规则参与交易。

（三）优化调用结算方式。现阶段，独立新型储能项目暂参照发电项目进行调用结算，保障其发挥顶峰、调峰作用，其充电电量不承担输配电价和政府性基金及附加，其调用、结算等暂按以下模式：

1. 在迎峰度夏（冬）期间（1月、7-8月、12月），独立新型储能项目按照电网调度指令安排调用充放电，原则上全容量充放电调用次数不低于160次或放电时长不低于320小时，不结算充电费用，放电上网电量价格为我省燃煤发电基准价（0.391元/千瓦时，下同）。独立新型储能项目如发生因自身原因无法调用或调用不足的情况，需按照有关规定执行相应考核。

2. 在非迎峰度夏（冬）期间（2-6月、9-11月），独立新型储能项目可根据自身需求进行充放电，原则上采取“低充高放”模式，放电电量上网价格为我省燃煤发电基准价，充电电量按我省燃煤发电基准价的60% 进行结算。其中，在开展电力辅助服务市场期间，独立新型储能项目可自愿选择交易品种参与交易，并根据交易成交和实际调用情况获得相应补偿费用。

（四）适当进行扶持补贴。结合我省近年电网供需平衡需要，与电力调度机构签订并网调度协议的独立新型储能项目，在2023年至2026年1月的迎峰度夏（冬）期间（1月、7-8月、12月），依据其放电上网电量给予补贴，补贴标准逐年退坡，具体为：2023年至2024年0.3元/千瓦时，2025年至2026年1月0.25元/千瓦时。补贴资金从尖峰电价增收资金中列支，由省电力公司根据有关计量、结算等规定支付。

（五）建立容量租赁机制。需要配建储能容量的新能源企业按照自愿原则，可在全省范围内租赁或购买独立新型储能项目容量的方式落实配建储能要求，相关价格和费用由各投资主体自主协商确定。独立新型储能项目容量在江苏电力交易中心统一登记并公开信息，供全省新能源企业租赁或购买使用，并鼓励签订与新能源项目全寿命周期相匹配的租赁协议或合同。

四、做好全程管理

（一）加强项目技术监督。新型储能项目应依规做好项目运行状态监测工作。独立新型储能项目投运的前三年每年应进行涉网性能检测，三年后每年进行一次包括涉网性能检测在内的整站检测，确保储能电站的运行时长、电站可用率等性能满足并网承诺相关技术要求。在项目达到设计寿命或安全运行状况不满足相关技术要求时，应及时组织论证评估和整改工作，经整改后仍不满足相关要求的，应采取项目退役措施，并及时报告原备案机关等相关单位。电网企业应加强独立新型储能项目性能参数的在线监控和定期评价。