江西：因地制宜建设电网侧新型储能项目

北极星输配电网获悉，12月14日，江西省能源局发布关于做好新型储能项目全过程管理工作的通知。

文件提到，励新型储能多场景应用。重点依托有资质的专业化企业投资建设用户侧新型储能设施，探索综合能源、智慧能源、虚拟电厂等新业态新型储能应用。有序推进电源侧新型储能项目建设，落实新能源配置新型储能项目承诺，布局一批配置新型储能的系统友好型新能源电站项目。支持地方和企业申报园区级源网荷储一体化试点项目，结合梳理首批向国家申报的项目情况，按照“成熟一批、推动一批”的模式有序推进源网荷储一体化项目评估纳规和核准建设工作。根据系统需求，因地制宜建设电网侧新型储能项目，提升系统灵活调节能力和安全稳定水平。

完善并网和调度管理流程。新型储能项目在并网调试前，应按照国家质量、环境、消防及《电化学储能系统接入配电网测试规程》等规定，完成相关手续。电网企业应明确新型储能项目并网调试和验收流程，积极配合开展项目并网调试和验收工作。电网企业应采取系统性措施，优化调度运行机制，公平无歧视保障新型储能利用率，充分发挥新型储能系统作用。

原文如下：

江西省能源局关于做好新型储能项目全过程管理工作的通知

各设区市发展改革委（能源局），国网江西省电力有限公司，各有关单位：

根据《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）、《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，以下简称《规范》见附件）要求，为规范我省新型储能项目管理（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、压缩空气储能、氢储能等），推动新型储能积极稳妥健康有序发展，促进新型电力系统建设，现将有关事项通知如下：

一、做好项目规划引导。发展新型储能是提升电力系统调节能力、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。各设区市电力行业主管部门要在省级电力（电网）发展规划的指导下，结合江西省电网消纳能力预警结论，积极开展本地区新型储能项目规划研究，加强与省级新型储能专项规划和年度发展方案对接，做好本地区项目与国土空间、城乡建设等规划的衔接，为项目建设预留空间；以规划为指导，推动我省电力系统新型储能试点项目建设，努力实现新型储能在“十四五”期间从商业化初期向规模化转变；督促新型储能项目单位在规划设计阶段根据国家要求编制项目可行性研究报告，评估发生安全事故对所在场所的建筑结构安全、人员生命安全以及应急救援处置可能造成的影响。

二、落实项目备案管理。新型储能项目由项目所在地县级备案机关实施备案管理，备案机关需将备案情况同步抄送国家能源局华中监管局。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、应急处置、设计寿命等）、项目总投资额，项目符合产业政策声明等。其中，新增新能源配套新型储能项目（含“共享储能”项目）应不晚于新能源项目本体开工建设前完成备案。

新型储能项目法人应配备专业管理人员，应满足运行许可或企业运营资质等管理要求。已备案的新型储能项目，项目法人（或控股单位）发生变化，项目建设地点、规模、内容等发生重大变更，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。

三、加强系统安全论证。新型储能项目参照电网项目管理规定实行分级管理。其中，总容量2万千瓦及以上的集中式新型储能项目以及电网侧储能项目，在备案前需通过具有相应资质的第三方机构（暂定为具备省级电网规划业绩的咨询机构）对项目系统安全风险进行评估；总容量1千至2万千瓦（含1千千瓦、不含2万千瓦）的集中式新型储能项目，在备案前需通过具有相应资质的第三方机构（暂定为具备市级电网规划业绩的咨询机构）对项目系统安全风险进行评估。评估内容包括且不限于：项目建设必要性及应用场景、建设内容合理性、调峰调频能力、电网安全稳定运行评估、电站安全性评估、经济型评估等。其他新型储能项目由县级行业主管部门参照管理。

四、鼓励新型储能多场景应用。重点依托有资质的专业化企业投资建设用户侧新型储能设施，探索综合能源、智慧能源、虚拟电厂等新业态新型储能应用。有序推进电源侧新型储能项目建设，落实新能源配置新型储能项目承诺，布局一批配置新型储能的系统友好型新能源电站项目。支持地方和企业申报园区级源网荷储一体化试点项目，结合梳理首批向国家申报的项目情况，按照“成熟一批、推动一批”的模式有序推进源网荷储一体化项目评估纳规和核准建设工作。根据系统需求，因地制宜建设电网侧新型储能项目，提升系统灵活调节能力和安全稳定水平。

五、严格执行标准与规范。新型储能项目主要设备性能应符合国家相关标准规范（《电化学储能电站设计规范》等），工作寿命应不少于10年。采用锂电池的新建电化学储能电站，原则上交流侧效率不低与85%、放电深度不低于90%、电站可用率不低于90%、充放电次数不低于6000次；采用液流电池的新建电化学储能电站，原则上交流侧效率不低于70%、放电深度不低于95%、充放电次数不低于15000次；其他形式新型储能电站，按照“一事一议”原则确定。在相关标准出台前，原则上锂电池化学储能电站按照户外布置。

六、加强建设运营的安全和质量管理。新型储能项目建设和运营单位应建立健全风险管控隐患治理双重预防机制，建立电池本体安全、电池管理系统安全、储能系统安全、储能场所安全、安防设施、应急处置、建设安装和运维管理等工作方案和风险隐患台账，落实整改要求。项目单位应建立新型储能产品生产者安全和质量责任延伸制度，采用符合现行国家标准并监测合格的电池及其他设备。负责新型储能项目设计、咨询、施工和监理的单位应具有国家规定资质，项目建设过程应符合相关管理规定和标准规范要求。新型储能项目安全设施必须与主体工程同时设计、同时施工、同时投入运行和使用，涉网设备应符合电网安全运行相关技术要求（《电化学储能电站接入电网设计规范》等）。在确保安全的前提下，稳妥建设动力电池梯次利用储能项目。进一步强化安全生产红线意识和底线思维，压实新型储能项目企业安全生产主体责任，落实属地监管要求。

七、完善并网和调度管理流程。新型储能项目在并网调试前，应按照国家质量、环境、消防及《电化学储能系统接入配电网测试规程》等规定，完成相关手续。电网企业应明确新型储能项目并网调试和验收流程，积极配合开展项目并网调试和验收工作。电网企业应采取系统性措施，优化调度运行机制，公平无歧视保障新型储能利用率，充分发挥新型储能系统作用。

八、健全新型储能价格机制。完善分时电价政策，为用户侧储能项目和源网荷储一体化项目发展创造更大空间。探索电源侧和电网侧新型储能设施参与中长期交易、现货和辅助服务等电力市场方式方法（具体政策另行研究），通过市场化方式实现新型储能项目可持续发展。研究探索电源侧和电网侧等电网替代性新型储能设施成本收益纳入输配电价回收。

九、强化项目监测管理。新型储能项目应安装经过评估或认证的电池管理系统实时监控储能项目运行工况。项目单位应加强对新型储能项目接地设施、充放电控制功能等方面的检查和监测。在项目达到设计寿命或安全运行工况不满足相关技术要求时，因及时采取整改措施或退役，并报告原备案机关和其他相关单位。新型储能项目应满足《大型电化学储能电站电池监控数据管理规范》等规定，并预留各类监测管理体系数据通信接口。

十、本通知印发之前已备案和建设的项目，参照本通知落实相关手续。本通知相关内容由江西省能源局负责解释，相关工作要求随国家新型储能及电力市场有关政策及时调整。

2022年1月7日