江西省能源局關于做好新型儲能項目全過程管理工作的通知

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各設區市發展改革委（能源局），國網江西省電力有限公司，各有關單位：

根據《國家發展改革委 國家能源局關于加快推動新型儲能發展的指導意見》（發改能源規〔2021〕1051號）、《國家能源局關于印發<新型儲能項目管理規范（暫行）>的通知》（國能發科技規〔2021〕47號，以下簡稱《規范》見附件）要求，為規范我省新型儲能項目管理（新型儲能項目是指“除抽水蓄能外以輸出電力為主要形式，并對外提供服務的儲能項目”，包括電化學儲能、壓縮空氣儲能、氫儲能等），推動新型儲能積極穩妥健康有序發展，促進新型電力系統建設，現將有關事項通知如下：

一、做好項目規劃引導。發展新型儲能是提升電力系統調節能力、綜合效率和安全保障能力，支撐新型電力系統建設的重要舉措。各設區市電力行業主管部門要在省級電力（電網）發展規劃的指導下，結合江西省電網消納能力預警結論，積極開展本地區新型儲能項目規劃研究，加強與省級新型儲能專項規劃和年度發展方案對接，做好本地區項目與國土空間、城鄉建設等規劃的銜接，為項目建設預留空間；以規劃為指導，推動我省電力系統新型儲能試點項目建設，努力實現新型儲能在“十四五”期間從商業化初期向規模化轉變；督促新型儲能項目單位在規劃設計階段根據國家要求編制項目可行性研究報告，評估發生安全事故對所在場所的建筑結構安全、人員生命安全以及應急救援處置可能造成的影響。

二、落實項目備案管理。新型儲能項目由項目所在地縣級備案機關實施備案管理，備案機關需將備案情況同步抄送國家能源局華中監管局。備案內容應包括：項目單位基本情況、項目名稱、建設地點、建設規模、建設內容（含技術路線、應用場景、主要功能、技術標準、環保安全、應急處置、設計壽命等）、項目總投資額，項目符合產業政策聲明等。其中，新增新能源配套新型儲能項目（含“共享儲能”項目）應不晚于新能源項目本體開工建設前完成備案。

新型儲能項目法人應配備專業管理人員，應滿足運行許可或企業運營資質等管理要求。已備案的新型儲能項目，項目法人（或控股單位）發生變化，項目建設地點、規模、內容等發生重大變更，或者放棄項目建設的，項目單位應及時告知項目備案機關，并修改相關信息。

三、加強系統安全論證。新型儲能項目參照電網項目管理規定實行分級管理。其中，總容量2萬千瓦及以上的集中式新型儲能項目以及電網側儲能項目，在備案前需通過具有相應資質的第三方機構（暫定為具備省級電網規劃業績的咨詢機構）對項目系統安全風險進行評估；總容量1千至2萬千瓦（含1千千瓦、不含2萬千瓦）的集中式新型儲能項目，在備案前需通過具有相應資質的第三方機構（暫定為具備市級電網規劃業績的咨詢機構）對項目系統安全風險進行評估。評估內容包括且不限于：項目建設必要性及應用場景、建設內容合理性、調峰調頻能力、電網安全穩定運行評估、電站安全性評估、經濟型評估等。其他新型儲能項目由縣級行業主管部門參照管理。

四、鼓勵新型儲能多場景應用。重點依托有資質的專業化企業投資建設用戶側新型儲能設施，探索綜合能源、智慧能源、虛擬電廠等新業態新型儲能應用。有序推進電源側新型儲能項目建設，落實新能源配置新型儲能項目承諾，布局一批配置新型儲能的系統友好型新能源電站項目。支持地方和企業申報園區級源網荷儲一體化試點項目，結合梳理首批向國家申報的項目情況，按照“成熟一批、推動一批”的模式有序推進源網荷儲一體化項目評估納規和核準建設工作。根據系統需求，因地制宜建設電網側新型儲能項目，提升系統靈活調節能力和安全穩定水平。

五、嚴格執行標準與規范。新型儲能項目主要設備性能應符合國家相關標準規范（《電化學儲能電站設計規范》等），工作壽命應不少于10年。采用鋰電池的新建電化學儲能電站，原則上交流側效率不低于85%、放電深度不低于90%、電站可用率不低于90%、充放電次數不低于6000次；采用液流電池的新建電化學儲能電站，原則上交流側效率不低于70%、放電深度不低于95%、充放電次數不低于15000次；其他形式新型儲能電站，按照“一事一議”原則確定。在相關標準出臺前，原則上鋰電池化學儲能電站按照戶外布置。

六、加強建設運營的安全和質量管理。新型儲能項目建設和運營單位應建立健全風險管控隱患治理雙重預防機制，建立電池本體安全、電池管理系統安全、儲能系統安全、儲能場所安全、安防設施、應急處置、建設安裝和運維管理等工作方案和風險隱患臺賬，落實整改要求。項目單位應建立新型儲能產品生產者安全和質量責任延伸制度，采用符合現行國家標準并監測合格的電池及其他設備。負責新型儲能項目設計、咨詢、施工和監理的單位應具有國家規定資質，項目建設過程應符合相關管理規定和標準規范要求。新型儲能項目安全設施必須與主體工程同時設計、同時施工、同時投入運行和使用，涉網設備應符合電網安全運行相關技術要求（《電化學儲能電站接入電網設計規范》等）。在確保安全的前提下，穩妥建設動力電池梯次利用儲能項目。進一步強化安全生產紅線意識和底線思維，壓實新型儲能項目企業安全生產主體責任，落實屬地監管要求。

七、完善并網和調度管理流程。新型儲能項目在并網調試前，應按照國家質量、環境、消防及《電化學儲能系統接入配電網測試規程》等規定，完成相關手續。電網企業應明確新型儲能項目并網調試和驗收流程，積極配合開展項目并網調試和驗收工作。電網企業應采取系統性措施，優化調度運行機制，公平無歧視保障新型儲能利用率，充分發揮新型儲能系統作用。

八、健全新型儲能價格機制。完善分時電價政策，為用戶側儲能項目和源網荷儲一體化項目發展創造更大空間。探索電源側和電網側新型儲能設施參與中長期交易、現貨和輔助服務等電力市場方式方法（具體政策另行研究），通過市場化方式實現新型儲能項目可持續發展。研究探索電源側和電網側等電網替代性新型儲能設施成本收益納入輸配電價回收。

九、強化項目監測管理。新型儲能項目應安裝經過評估或認證的電池管理系統實時監控儲能項目運行工況。項目單位應加強對新型儲能項目接地設施、充放電控制功能等方面的檢查和監測。在項目達到設計壽命或安全運行工況不滿足相關技術要求時，因及時采取整改措施或退役，并報告原備案機關和其他相關單位。新型儲能項目應滿足《大型電化學儲能電站電池監控數據管理規范》等規定，并預留各類監測管理體系數據通信接口。

十、本通知印發之前已備案和建設的項目，參照本通知落實相關手續。本通知相關內容由江西省能源局負責解釋，相關工作要求隨國家新型儲能及電力市場有關政策及時調整。

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