近期吉林省能源局制定了《吉林省新型储能建设实施方案（试行）》（征求意见稿），提出新型储能建设目标，到“十四五”末全省新型储能规模达到500MW。首批集中式储能示范项目规模约200MW/600MWh，其中铅炭电池储能、全钒液流电池储能各100MW。
该方案明确了新型储能建设遵循“统筹建设、容量共享、集中运维、统一调度、利益共享”的原则，2021 年批复的新能源项目及未来新增加新能源项目中要求配置的储能，原则上按照“大规模集中共享式储能”的发展模式，降低初始投资。
给予集中式储能独立市场主体身份，积极推动储能参与电力中长期、辅助服务、现货等电力市场交易。
此外该政策还明确了新型储能充放电电价、调峰辅助服务补偿价格、容量租赁指导价及充放电损耗承担主体。
示范项目充电参与电力中长期交易由市场定价，放电参照燃煤基准价执行；
第一批集中式储能示范项目参与调峰辅助服务补偿价格 0.5 元/kWh。待省内电力现货市场运行后，逐步推动储能项目参与电力现货交易；
首批示范项目综合单位容量租赁费指导价约 337 元/kWh·年。
针对集中式储能项目给予适当财政补贴。
储能电站参与电力市场获取运营收益，运营单位计取少量运营管理费用后，按新能源企业租赁储能示范项目容量份额，等比例返还新能源企业或抵扣下一年度容量租赁费用。
储能电站充放电损耗由承租新能源企业分摊，等比例增加至下一年度容量租赁费中。
后续集中式储能项目参照第一批集中式储能示范项目政策执行。
并网方面，集中式储能应先于新能源发电项目并网。针对 2021 年全省批复要求配置储能的新能源项目，如未在 2023 年底前与第一批集中式储能示范项目开发企业或运营单位签订长期租赁或购买合同，将对其采取限电、增量项目不予并网等措施，所属企业取消参与年度竞争性配置等资格。
新能源发电企业应与储能项目开发企业或运营单位签订长期租赁或购买合同，租赁期 20 年，储能长期租赁或购买合同将作为新能源发电项目并入电网的前置条件。