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
第一条根据《国家能源局关于印发<新型储能项目管理规范（暂行）>的通知》（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)《吉林省政府办公厅关于印发抢先布局氢能产业、新型储能产业新赛道实施方案的通知》（吉政办发〔2023〕31号）有关要求，结合我省实际，制定本办法。
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：
第二条本办法适用于吉林省内建设的全技术、全场景新型储能项目。
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。
本办法中新型储能项目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。
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。
第三条新型储能项目管理坚持安全第一、规范管理、合理有序原则，包括规划布局、备案要求、建设管理、并网验收、调度运行、安全管理和监测监督等环节管理。
第四条省能源局负责建立、修订全省新型储能项目管理体系，负责全省新型储能项目规划、指导和管理；
各市（州）发展改革委（能源局）在省能源局的指导下，负责本地区新型储能项目规划指导、建设管理和监督等工作。
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。
规划和建立全省年度新型储能项目库，做好能源、电力等相关规划衔接，按照整体规划、因地制宜、创新示范、市场推动、安全有序、规范管理的原则，统筹确定吉林省新型储能发展目标、发展路径和发展重点。
第六条各市（州）发展改革委（能源局）根据吉林省新型储能发展规划，负责组织并报送本地区新型储能项目年度入库项目，入库项目应明确建设规模、技术路线、项目选址、电网接入、应用场景、建设及投产时间等。
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。
用户侧新型储能及电源侧新型储能暂不纳入项目库管理。
鼓励结合源、网、荷不同需求探索储能多元化发展模式。
第七条新型储能项目纳入年度项目库前，新型储能项目单位应就接入方案对接咨询电网企业意见，并委托具备资质的工程咨询单位开展可行性研究，相关成果报送省能源局。
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。
第八条新型储能项目实行备案管理，新型储能项目单位通过吉林省投资项目在线审批监管平台申请备案。
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。
第九条新型储能项目备案内容应包括：项目名称、项目单位基本情况、建设地点、建设性质、项目总投资、计划开竣工时间、建设内容及规模（含技术路线、应用场景、主要功能、技术标准、环保安全等）、项目符合产业政策声明等。
第十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，新型储能项目单位应及时告知项目备案机关，并修改相关信息。
加快完善政策机制，加大政策支持力度，鼓励储能投资建设。
第十一条新型储能项目纳入年度项目库后，各市（州）发展改革委（能源局）指导新型储能项目单位抓紧落实各项建设条件，在办理法律法规要求的其他相关建设手续后及时开工建设。
第十二条新型储能项目的建设应符合国家相关管理规定和标准规范要求，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，相关单位应按照有关法律法规等要求，严格落实安全责任。
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。
第十三条新型储能项目主要设备应满足相关标准规范要求，通过具有相应资质机构的检测认证，涉网设备应符合电网安全运行相关技术要求。
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。
第十四条新建动力电池梯次利用储能项目，依据国家能源局《新型储能项目管理规范（暂行）》有关要求进行管理。
到2025年，实现新型储能从商业化初期向规模化发展转变。
第十五条电网企业应根据发布的吉林省新型储能发展规划和全省新型储能项目库，统筹开展配套电网规划和建设，配套电网工程建设应与新型储能项目建设协调进行。
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。
第十六条新型储能项目在并网调试前，应按照国家有关规定，完成质量等相关手续。
电网企业应建立和完善新型储能项目并网服务指引和管理规范，公平无歧视为新型储能项目提供电网接入服务。
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。
电网企业应按有关标准和规范要求，明确并网调试和验收流程，积极开展新型储能项目的并网调试和验收
第十七条电网企业应按照法律法规和技术规范要求，制定新型储能电站调度运行规则及管理办法，采取系统性措施，推动市场化交易，优化调度运行机制，科学优先调用，充分发挥新型储能系统作用。
第十八条电网企业具体实施调度管辖范围内的新型储能项目参与《东北区域电力并网运行管理实施细则》《东北区域电力辅助服务管理实施细则》的管理与考核，新型储能项目依据考核结果获取收益和承担相应的经济责任。
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。
第十九条新型储能项目单位应按照相关标准和规范要求，配备必要的通信信息系统，按程序向电网调度部门上传运行信息、接受调度指令，配合电网企业做好调度运行等各项工作。
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。
第二十条新型储能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状况，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。
相关规划成果应及时报送国家发展改革委、国家能源局。
经整改后仍不满足相关要求的，新型储能项目单位应及时采取项目退役措施，并及时报告原备案机关及其他相关单位。
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。
第二十一条新型储能项目单位应严格按照安全生产有关通知和法律法规要求，落实安全生产主体责任，建立健全企业
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。
安全生产规章制度和风险管控及隐患排查治理机制，编制应急预案，组织应急演练，强化应急能力建设，保障安全运行，严防安全生产事故发生。
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。
第二十二条新型储能项目单位要统筹做好项目规划、设计、施工、运行及退役全过程安全管理。
在项目规划、设计、施工阶段对项目安全生产条件和项目安全设施进行分析检查，主要设备及系统应当符合有关法律法规和安全技术规范。
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。
在项目投运后开展安全评价和运行监测，确保项目全生命周期安全可靠。
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。
项目安全设施应与主体工程同时设计、同时施工、同时投入生产和使用。
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。
第二十三条省能源局负责全省新型储能项目监测管理体系建设，根据本省新型储能项目备案、建设、运行、市场交易情况，不定期公布新型储能推荐布局方案及调度运行等情况，科学引导新型储能项目合理投资和有序建设。
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。
第二十四条本办法由吉林省能源局和吉林省发展和改革委员会负责解释。
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。
第二十五条本办法发布之日起实施，如实施期间，发布国家及省级新规，从新规执行。
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。
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。
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。
鼓励开展储能技术应用示范、首台（套）重大技术装备示范。
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。
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。
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。
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。
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。