国家发展改革委 国家能源局关于加快推动新型储能发展的指导意见
各省、自治区、直辖市、新疆生产建设兵团发展改革委、能源局，国家能源局各派出机构：
实现碳达峰碳中和，努力构建清洁低碳、安全高效能源体系，是党中央、国务院作出的重大决策部署。
各市(州)、县(市、区、特区)能源主管部门，各有关企业：
抽水蓄能和新型储能是支撑新型电力系统的重要技术和基础装备，对推动能源绿色转型、应对极端事件、保障能源安全、促进能源高质量发展、支撑应对气候变化目标实现具有重要意义。
为规范我省新型储能项目管理，促进新型电力系统建设，现印发《贵州省新型储能项目管理暂行办法》，请遵照执行。
以习近平新时代中国特色社会主义思想为指导，全面贯彻党的十九大和十九届二中、三中、四中、五中全会精神，落实“四个革命、一个合作”能源安全新战略，以实现碳达峰碳中和为目标，将发展新型储能作为提升能源电力系统调节能力、综合效率和安全保障能力，支撑新型电力系统建设的重要举措，以政策环境为有力保障，以市场机制为根本依托，以技术革新为内生动力，加快构建多轮驱动良好局面，推动储能高质量发展。
第一条为规范我省新型储能项目管理，加快构建新型电力系统，根据《新型储能项目管理规范(暂行)》(国能发科技规〔2021〕47号)、《国家发展改革委国家能源局关于加快推动新型储能发展的指导意见》(发改能源规〔2021〕1051号)等文件精神，结合我省实际，制定本办法。
第二条本办法所称新型储能项目是指除抽水蓄能外以输出电力为主要形式，并对外提供服务的储能项目。
包括电化学储能、飞轮储能、压缩空气储能、氢(氨)储能、冷(热)储能等。
加强顶层设计，统筹储能发展各项工作，强化规划科学引领作用。
按照应用场景划分，新型储能分为电网侧、电源侧和用户侧三类。
鼓励结合源、网、荷不同需求探索储能多元化发展模式。
第三条省级能源主管部门负责全省新型储能项目发展及监督管理;
市(州)级能源主管部门负责项目建设的指导督促、协调服务及监督管理;
以“揭榜挂帅”方式加强关键技术装备研发，推动储能技术进步和成本下降。
县(市、区、特区)级能源主管部门负责项目备案管理、协调落实建设条件、安全监管等。
建设产教融合等技术创新平台，加快成果转化，有效促进规模化应用，壮大产业体系。
第四条省级能源主管部门根据国家新型储能发展规划，结合全省新型电力系统构建、新能源消纳、抽水蓄能发展等情况开展新型储能专项规划研究，提出各地区规模及项目布局，科学合理引导项目建设。
加快完善政策机制，加大政策支持力度，鼓励储能投资建设。
第五条电网侧新型储能由省级能源主管部门根据电力系统需要，按年度编制发展方案，发布建设规模容量。
项目原则上布局在负荷中心、电网调节能力较弱及新能源消纳受限等区域，重点建设功率不低于5万千瓦、容量不低于10万千瓦时的项目。
第六条电源侧新型储能由投资主体根据各区域新型储能规模和企业规划建设的其他电源项目需要，做好储能项目布局。
完善优化储能项目管理程序，健全技术标准和检测认证体系，提升行业建设运行水平。
第七条用户侧新型储能由投资主体根据自身需要，做好项目规划布局。
推动建立安全技术标准及管理体系，强化消防安全管理，严守安全底线。
鼓励微电网、大数据中心、5G基站、充电设施、工业园区等建设新型储能项目，在落实建设、安全等条件情况下拓展不同应用场景。
第八条建立“新能源+储能”机制，对集中式风电、光伏发电项目暂按不低于装机容量10%的比例(时长2小时)配置储能电站。
到2025年，实现新型储能从商业化初期向规模化发展转变。
新型储能技术创新能力显著提高，核心技术装备自主可控水平大幅提升，在高安全、低成本、高可靠、长寿命等方面取得长足进步，标准体系基本完善，产业体系日趋完备，市场环境和商业模式基本成熟，装机规模达3000万千瓦以上。
新型储能在推动能源领域碳达峰碳中和过程中发挥显著作用。
第九条新型储能项目实行备案管理，由县(市、区、特区)级能源主管部门负责备案，并及时将项目备案情况报送省级能源主管部门，抄送国家能源局贵州派出机构。
第十条新型储能项目备案内容应包括：项目单位基本情况，项目名称、建设地点、建设规模、建设内容(含技术路线、应用场景、主要功能、技术标准、环保安全等)、项目总投资额，项目符合产业政策声明等。
新型储能核心技术装备自主可控，技术创新和产业水平稳居全球前列，标准体系、市场机制、商业模式成熟健全，与电力系统各环节深度融合发展，装机规模基本满足新型电力系统相应需求。
第十一条已备案的新型储能项目，项目法人发生变化，项目建设地点、规模、内容发生重大变更，或者放弃项目建设的，项目单位应及时告知项目备案机关，并修改相关信息。
第十二条新型储能项目备案后，投资主体按照相关法律法规要求办理开工前手续，落实建设条件和安全措施后及时开工建设。
第十三条电网企业根据新型储能规划布局，统筹开展配套电网规划和建设，电网配套工程与新型储能项目建设需相互协调，为新型储能项目提供公平无歧视的电网接入。
研究编制新型储能规划，进一步明确“十四五”及中长期新型储能发展目标及重点任务。
对电网企业建设有困难或规划建设时序不匹配的电网配套工程，允许发电企业投资建设，经电网企业与发电企业双方协商同意，可在适当时机由电网企业依法依规进行回购。
省级能源主管部门应开展新型储能专项规划研究，提出各地区规模及项目布局，并做好与相关规划的衔接。
第十四条新型储能项目参照电源项目并网流程开展并网与涉网工程调试及验收，电网企业应按有关标准和规范要求，明确并网要求及调试、验收流程，积极配合开展新型储能项目的并网调试和验收工作。
相关规划成果应及时报送国家发展改革委、国家能源局。
第十五条新型储能项目建成后，投资主体按照国家有关规定开展环保、水保、消防、安全、并网等专项验收。
在各专项验收及全部设备试运行验收通过后，由项目投资主体组织项目竣工验收，并邀请相关行业管理部门参与，及时将总结报告、验收鉴定书和相关材料上报项目备案单位，项目备案单位逐级上报至省级能源主管部门。
结合系统实际需求，布局一批配置储能的系统友好型新能源电站项目，通过储能协同优化运行保障新能源高效消纳利用，为电力系统提供容量支撑及一定调峰能力。
充分发挥大规模新型储能的作用，推动多能互补发展，规划建设跨区输送的大型清洁能源基地，提升外送通道利用率和通道可再生能源电量占比。
第十六条电网企业应按照法律法规和技术规范要求，明确相关调用标准及管理流程，建立健全新型储能项目公平参与电力运行的调度机制，保障公平调用，并采取系统性措施，优化调度运行，科学优先调用，充分发挥新型储能系统作用。
探索利用退役火电机组的既有厂址和输变电设施建设储能或风光储设施。
项目业主要加强储能设施系统运行维护，确保储能系统安全稳定运行。
第十七条新型储能项目以市场化方式为主，优化调度运行;
通过关键节点布局电网侧储能，提升大规模高比例新能源及大容量直流接入后系统灵活调节能力和安全稳定水平。
不具备独立条件的电源侧新型储能项目，可与所属电源作为一个整体参与调度;
在电网末端及偏远地区，建设电网侧储能或风光储电站，提高电网供电能力。
对于暂未参与市场的新型储能项目，电力调度机构应建立科学调度机制，提升项目利用水平。
围绕重要负荷用户需求，建设一批移动式或固定式储能，提升应急供电保障能力或延缓输变电升级改造需求。
第十八条项目单位应做好新型储能项目运行状态监测工作，实时监控储能系统运行工况，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，项目单位应及时采取项目退役措施，并报告项目备案单位及其他相关单位。
鼓励围绕分布式新能源、微电网、大数据中心、5G基站、充电设施、工业园区等其他终端用户，探索储能融合发展新场景。
鼓励聚合利用不间断电源、电动汽车、用户侧储能等分散式储能设施，依托大数据、云计算、人工智能、区块链等技术，结合体制机制综合创新，探索智慧能源、虚拟电厂等多种商业模式。
第十九条具备独立计量、控制等技术条件，接入调度自动化系统可被电网监控和调度，符合相关标准、规范和电力市场运营机构等有关方面要求，具有法人资格的新型储能项目，可转为独立储能;
作为独立主体参与电力市场，涉及风光水火储多能互补一体化项目的储能，原则上暂不转为独立储能。
独立储能项目由省级能源主管部门和电网企业共同认定。
开展前瞻性、系统性、战略性储能关键技术研发，以“揭榜挂帅”方式调动企业、高校及科研院所等各方面力量，推动储能理论和关键材料、单元、模块、系统中短板技术攻关，加快实现核心技术自主化，强化电化学储能安全技术研究。
第二十条鼓励在发电企业计量关口内并网的电源侧储能，保持与发电企业作为整体的运营模式，联合参与电力市场。
坚持储能技术多元化，推动锂离子电池等相对成熟新型储能技术成本持续下降和商业化规模应用，实现压缩空气、液流电池等长时储能技术进入商业化发展初期，加快飞轮储能、钠离子电池等技术开展规模化试验示范，以需求为导向，探索开展储氢、储热及其他创新储能技术的研究和示范应用。
鼓励在电力用户计量关口内并网的用户侧储能，保持与电力用户作为整体的运营模式，联合参与市场交易。
第二十一条电网侧、电源侧新型储能项目投运后，可向风电、光伏发电项目提供租赁服务。
完善储能技术学科专业建设，深化多学科人才交叉培养，打造一批储能技术产教融合创新平台。
鼓励新能源企业与储能企业签订协议，由新能源企业支付储能租赁费用，储能企业按容量提供服务，采取双方协商等方式形成租赁价格，鼓励签订3—5年及5年以上中长期协议。
鼓励地方政府、企业、金融机构、技术机构等联合组建新型储能发展基金和创新联盟，优化创新资源分配，推动商业模式创新。
第二十二条新型储能项目从规划、选址、设计、设备选型、施工、调试、验收、运行等实行全过程安全管理。
投资主体承担安全主体责任，将储能电站安全管理纳入企业安全管理体系，认真落实安全生产责任制，建立健全安全生产保证体系和监督体系、应急处置机制、风险分级管控和隐患排查治理机制等，严格执行电力安全生产相关法律法规，严防安全生产事故发生。
鼓励开展储能技术应用示范、首台（套）重大技术装备示范。
第二十三条新型储能项目建设应坚持安全第一的原则，主要设备及系统的设计、制造、安装和检验检测应当符合有关法律法规、安全技术规范、国家(行业)标准要求，项目开工后应按规定开展质量监督，项目并网调试前应按照国家质量、环境、消防有关规定完成相关手续，涉网设备应符合电网安全运行相关技术要求。
加强对新型储能重大示范项目分析评估，为新技术、新产品、新方案实际应用效果提供科学数据支撑，为国家制定产业政策和技术标准提供科学依据。
第二十四条承担项目设计、咨询、施工和监理的单位应具有国家规定的相应资质。
通过重大项目建设引导提升储能核心技术装备自主可控水平，重视上下游协同，依托具有自主知识产权和核心竞争力的骨干企业，积极推动从生产、建设、运营到回收的全产业链发展。
项目相关单位应按照有关法律法规和技术规范要求，严格履行项目安全管理程序，落实安全责任。
第二十五条各有关部门应加强新型储能电站的安全监督管理，按照职责分工履职尽责，并根据相关规定开展监督检查、应急管理等相关工作;
支持结合资源禀赋、技术优势、产业基础、人力资源等条件，推动建设一批国家储能高新技术产业化基地。
督促建设(运维)单位定期开展风险等级评估和隐患排查，建立相关工作台账，对不同等级的风险点、危险源实施差异化治理，确保储能电站运行安全。
研究建立储能参与中长期交易、现货和辅助服务等各类电力市场的准入条件、交易机制和技术标准，加快推动储能进入并允许同时参与各类电力市场。
第二十八条施行期间，国家及省出台新规定的，从其规定。
因地制宜建立完善“按效果付费”的电力辅助服务补偿机制，深化电力辅助服务市场机制，鼓励储能作为独立市场主体参与辅助服务市场。
建立电网侧独立储能电站容量电价机制，逐步推动储能电站参与电力市场；
研究探索将电网替代性储能设施成本收益纳入输配电价回收。
对于配套建设或共享模式落实新型储能的新能源发电项目，动态评估其系统价值和技术水平，可在竞争性配置、项目核准（备案）、并网时序、系统调度运行安排、保障利用小时数、电力辅助服务补偿考核等方面给予适当倾斜。
以电力系统需求为导向，以发挥储能运行效益和功能为目标，建立健全各地方新建电力装机配套储能政策。
电网企业应积极优化调度运行机制，研究制定各类型储能设施调度运行规程和调用标准，明确调度关系归属、功能定位和运行方式，充分发挥储能作为灵活性资源的功能和效益。
明确地方政府相关部门新型储能行业管理职能，协调优化储能备案办理流程、出台管理细则。
督促电网企业按照“简化手续、提高效率”的原则明确并网流程，及时出具并网接入意见，负责建设接网工程，提供并网调试及验收等服务，鼓励对用户侧储能提供“一站式”服务。
按照储能发展和安全运行需求，发挥储能标准化信息平台作用，统筹研究、完善储能标准体系建设的顶层设计，开展不同应用场景储能标准制修订，建立健全储能全产业链技术标准体系。
加强现行能源电力系统相关标准与储能应用的统筹衔接。
推动建立储能设备制造、建设安装、运行监测等环节的安全标准及管理体系。
国家发展改革委、国家能源局负责牵头构建储能高质量发展体制机制，协调有关部门共同解决重大问题，及时总结成功经验和有效做法；
按照“揭榜挂帅”等方式要求，推进国家储能技术产教融合创新平台建设，逐步实现产业技术由跟跑向并跑领跑转变；
推动设立储能发展基金，支持主流新型储能技术产业化示范；
有效利用现有中央预算内专项等资金渠道，积极支持新型储能关键技术装备产业化及应用项目。
各地区相关部门要结合实际，制定落实方案和完善政策措施，科学有序推进各项任务。
国家能源局各派出机构应加强事中事后监管，健全完善新型储能参与市场交易、安全管理等监管机制。
各省级能源主管部门应分解落实新型储能发展目标，在充分掌握电力系统实际情况、资源条件、建设能力等基础上，按年度编制新型储能发展方案。
加大支持新型储能发展的财政、金融、税收、土地等政策力度。
鼓励各地研究出台相关改革举措、开展改革试点，在深入探索储能技术路线、创新商业模式等的基础上，研究建立合理的储能成本分摊和疏导机制。
加快新型储能技术和重点区域试点示范，及时总结可复制推广的做法和成功经验，为储能规模化高质量发展奠定坚实基础。
逐步建立与新型储能发展阶段相适应的闭环监管机制，适时组织开展专项监管工作，引导产业健康发展。
推动建设国家级储能大数据平台，建立常态化项目信息上报机制，探索重点项目信息数据接入，提升行业管理信息化水平。
督促地方政府相关部门明确新型储能产业链各环节安全责任主体，强化消防安全管理。
明确新型储能并网运行标准，加强组件和系统运行状态在线监测，有效提升安全运行水平。