《规划》提出，江西省到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6GW以上。

  对于2035年发展目标，《发展规划》具体拆解到各区市，其中上饶、南昌、抚州、赣州装机规模最大，规划容量为800MW；九江其次，规划容量为700MW，宜春排第三，规划容量为650MW。

  《规划》制定了源网荷储协调发展的主要任务，具体而言：

  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；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。

  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。

  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，充分考虑江西省输配电价疏导能力，结合实际需求，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。

  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。

  《规划》明确，积极引导新能源电站以自建、租赁或购买等形式配置储能，发挥新型储能“一站多用”的共享作用。

  《规划》还要求，加快完善电力市场体系，研究落实新型储能价格机制。

  具体而言：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。

  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。

  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，研究落实电网侧储能容量电价机制；研究新型储能容量租赁模式；逐步完善分时电价政策。

  此外，《规划》还列举了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96个项目中包含多种储能技术。比如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、200MW/400MWh铅晶电池配套储能项目等。