5月23日，贵州省能源局就《贵州省新型储能项目管理暂行办法（征求意见稿）》向社会公开征求意见。

《征求意见稿》提出，建立“新能源+储能”机制，为确保新建风电光伏发电项目消纳，对“十四五”以来建成并网的风电、集中式光伏发电项目（即2021年1月1日后建成并网的项目）暂按不低于装机容量10%的比例（时长2小时）配置储能电站。配置储能电站可由企业自建、共建或租赁。

新型储能项目参与电网调度，须遵循相关标准和规范要求完善涉网部分系统建设与配置，并网运行应服从电网统一调度管理。电网企业应建立健全新型储能项目公平参与电力运行的调度机制，建立公用调度平台，保障公平调用，做到应调尽调。电网侧新型储能项目年调度完全充放电次数应不少于300次。

电网侧新型储能项目原则上布局在区域负荷中心、新能源消纳受限、电网调节能力较弱等区域，电网调配没有需求的区域不宜布局。项目选址应有利于安全管理，便于调度运行，同一区域项目应相对集中布局，原则上单个项目不小于5万千瓦（10万千瓦时），鼓励向独立、共享方向发展。

坚持“总量控制，先建先接，能并尽并”原则，在同一区域项目，优先保障建设较快项目并网。电网企业应根据新型储能发展规划，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。电网规划滞后的，配套接网工程由新型储能项目投资主体优先建设。

新型储能项目参与电网调度，须遵循相关标准和规范要求完善涉网部分系统建设与配置，并网运行应服从电网统一调度管理。电网企业应建立健全新型储能项目公平参与电力运行的调度机制，建立公用调度平台，保障公平调用，做到应调尽调。电网侧新型储能项目年调度完全充放电次数应不少于300次。

在市场交易方面，《征求意见稿》要求：

鼓励新型储能作为独立主体参与各类电力市场交易。具备技术条件、符合相关标准和要求的新型储能可作为独立储能参与电力市场，通过参与中长期交易、现货交易等市场获得收益，通过参与辅助服务市场提供调峰、调频、备用等辅助服务获得收益。

电网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。鼓励新能源发电企业与储能企业签订协议，由新能源发电企业按年度支付储能租赁费用，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，协议年限原则不低于3年，鼓励签订5年及以上中长期协议。

原文如下：

第一章 总则

第一条 为规范我省新型储能项目管理，促进新型综合能源基地建设，提升电力安全保障供应能力和新能源消纳水平，推动新型储能规模化、产业化、市场化发展，根据《新型储能项目管理规范（暂行）》（国能发科技规〔2021〕47号）、《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）、《国家能源局综合司关于加强电化学储能电站安全管理的通知》（国能综通安全〔2022〕37号）、《贵州省碳达峰实施方案》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。按照应用场景划分，新型储能分为电源侧、电网侧和用户侧三类。

第三条 我省行政区内的新型储能项目的规划管理、项目备案、建设管理、并网运行、安全管理、竣工验收、监督管理等有关工作适用本办法。

第四条 省级能源主管部门负责全省新型储能项目规划、指导和监督管理；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；县（市、区）级能源管理部门负责项目备案管理、协调落实建设条件、组织项目验收、安全监管等。

第五条 建立“新能源+储能”机制，为确保新建风电光伏发电项目消纳，对“十四五”以来建成并网的风电、集中式光伏发电项目（即2021年1月1日后建成并网的项目）暂按不低于装机容量10%的比例（时长2小时）配置储能电站。配置储能电站可由企业自建、共建或租赁。配置储能容量由省级能源主管部门和电网企业共同认定。

第六条 鼓励新能源企业建设新型储能项目。鼓励有技术、有经验、有投资能力的企业建设新型储能项目或与新能源企业合作建设，提升新能源消纳能力的，在申报风电光伏发电项目建设规模计划时优先给予支持。

第二章 规划布局

第七条 省级能源主管部门根据全省新型电力系统构建、新能源消纳、抽水蓄能发展等情况组织编制新型储能发展规划，并与能源电力、国土空间及各层级相关规划相衔接，提出新型储能发展规划，按照“统筹规划、合理布局、安全高效”的原则，科学合理引导项目建设。市（州）、县（市、区）级能源主管部门根据省级规划，合理进行项目布局。

第八条 电网侧新型储能由省级能源主管部门根据电网和市场需要，发布建设规模空间。市（州）、县（市、区）级能源主管部门根据建设规模空间，有序安排项目建设。电网侧新型储能项目原则上布局在区域负荷中心、新能源消纳受限、电网调节能力较弱等区域，电网调配没有需求的区域不宜布局。项目选址应有利于安全管理，便于调度运行，同一区域项目应相对集中布局，原则上单个项目不小于5万千瓦（10万千瓦时），鼓励向独立、共享方向发展。

第九条 电源侧新型储能由投资企业根据省级新型储能规划和企业规划建设的其他电源项目需要，做好储能项目规划布局。

第十条 鼓励用户侧配置新型储能，减少自身高峰用电需求，投资主体根据省级新型储能规划和自身需要，做好项目规划布局。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、安全条件情况下拓展不同应用场景。

第十一条 新型储能项目规划选址应充分考虑安全条件，严禁设置在高层建筑、商业综合体、人员密集场所内。确因需要设置在以上场所内时，项目单位应当委托第三方机构进行安全专项评估，能源主管部门应当组织住房与城乡建设、消防救援等部门及专家评审。

第三章 项目备案

第十二条 新型储能项目实行备案管理，由县（市、区）级能源主管部门负责备案，在确保安全的前提下，鼓励简化储能项目备案程序。项目备案前需落实建设地点、建设规模、技术路线、应用场景等建设基本条件。

第十三条 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。

第十四条 已办理备案手续的项目，在项目投产之前，投资主体、建设地点、建设规模、储能型式等原则上不得变更；确需变更的，项目单位应当及时以书面形式向备案机关提出变更申请。放弃项目建设的，项目单位应及时告知备案机关。

第四章 建设并网

第十五条 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环评、水保、用地、电网接入等开工前手续，落实建设条件和安全措施后及时开工建设。

第十六条 新型储能系统应高效、可靠、耐用，循环寿命和系统容量保持率不低于行业平均水平或行业规范要求。新型储能项目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。鼓励优选安全、可靠、环保的产品。

第十七条 新型储能设施的建设管理要坚持安全第一的原则，不宜选用梯次利用动力电池。新建动力电池梯次利用储能项目，必须遵循全生命周期理念，建立电池一致性管理和溯源系统，梯次利用电池均要取得相应资质机构出具的安全评估报告。已建和新建的动力电池梯次利用储能项目须建立在线监控平台，实时监测电池性能参数，定期进行维护和安全评估，做好应急预案。项目单位应当按照储能电站设计寿命、安全运行状况以及国家（行业）有关标准，规范电站、电池的退役管理。

第十八条 项目的建设应符合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。

第十九条 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，全程做好技术指导、签订协议等并网服务工作。项目在并网调试前，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。

第二十条 坚持“总量控制，先建先接，能并尽并”原则，在同一区域项目，优先保障建设较快项目并网。电网企业应根据新型储能发展规划，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。电网规划滞后的，配套接网工程由新型储能项目投资主体优先建设。

第二十一条 新型储能项目建成后，应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，由县（市、区）级能源主管部门组织项目竣工验收，并邀请相关行政主管部门参与，及时将总结报告、验收鉴定书和相关材料报省、市（州）级能源主管。

第五章 运行调度

第二十二条 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；并采取系统性措施，优化调度运行机制，科学优先调用，保障新型储能利用率，充分发挥新型储能系统作用。

第二十三条 新型储能项目参与电网调度，须遵循相关标准和规范要求完善涉网部分系统建设与配置，并网运行应服从电网统一调度管理。电网企业应建立健全新型储能项目公平参与电力运行的调度机制，建立公用调度平台，保障公平调用，做到应调尽调。电网侧新型储能项目年调度完全充放电次数应不少于300次。

第二十四条 项目投资主体应每月5日前按要求报送项目的备案、开工建设、运行、竣工等全过程信息。县（市、区）级能源主管部门应每月8日前向市（州）级能源主管部门报送，市（州）级能源主管部门每月10日前向省级能源主管部门报送，并将项目备案情况抄送国家能源局派出机构。

第六章 市场交易

第二十五条 鼓励新型储能作为独立主体参与各类电力市场交易。具备技术条件、符合相关标准和要求的新型储能可作为独立储能参与电力市场，通过参与中长期交易、现货交易等市场获得收益，通过参与辅助服务市场提供调峰、调频、备用等辅助服务获得收益。

第二十六条 电网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。鼓励新能源发电企业与储能企业签订协议，由新能源发电企业按年度支付储能租赁费用，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，协议年限原则不低于3年，鼓励签订5年及以上中长期协议。

第二十七条 独立储能电站向电网送电的，其相应充电电量不承担输配电价和政府性基金及附加。

第二十八条 鼓励试点推广不同技术路线、不同特点、不同功能的新型储能发展，结合我省新型电池材料发展延伸产业链，推动新型储能在发电侧、电网侧、用户侧应用并建立相关价格、运行等机制。

第七章 安全监管

第二十九条 各有关部门应加强储能电站建设项目施工安全监督管理，督促储能电站各参建单位进一步落实施工安全和消防安全主体责任。项目单位负责安全主体责任，健全安全生产保证体系和监督体系，落实全员安全生产责任制，要将储能电站安全管理纳入企业安全管理体系，健全风险分级管控和隐患排查治理双重预防机制，依法承担安全责任。能源主管部门、消防主管部门、能源监管部门、应急部门等部门按照职责分工履职尽责。

第三十条 储能电站建设单位、勘察设计单位、施工单位、监理单位及其他与建设工程施工安全有关的单位，必须遵守国家、贵州省关于安全生产的法律法规和标准规范，建立健全安全生产保证体系和监督体系，建立安全生产责任制和安全生产规章制度，保证储能电站建设工程施工安全，依法承担安全生产责任。

第三十一条 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，投资主体认真落实安全生产责任制，建立应急处置机制，严格执行电力工程质量监督管理相关规定，加强运行调度监测监控，严防安全生产事故发生。

第三十二条 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，并及时报告备案机关及其他相关单位。

第三十三条 市（州）、县（市、区）有关职能部门应根据工作实际，建立健全新型储能电站监督管理制度，持续开展安全风险评估、监督检查、应急管理、统计分析、宣传培训等相关工作；督促建设（运维）单位定期评估风险等级，对不同等级的风险点、危险源实施差异化治理，定期开展隐患排查，更新隐患台账，确保储能电站日常运行安全。

第八章 附则

第三十四条 本办法由贵州省能源局负责解释。

第三十五条 本办法自发布之日起实施。

第三十六条 施行期间，国家及省出台新规定的，从其规定。 

原标题：贵州发文：新能源按10%·2h配置储能！鼓励新型储能参与各类电力市场交易！