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主要设备应通过性能测试！湖北印发加强新型储能电站规范管理通知
9月13日，湖北能源局印发《关于加强新型储能电站规范管理的通知》，文件要求：各市州发改委(能源局)1个月内将项目备案情况分别向国家能源局华中监管局和省能源局报备。新型储能电站主要设备应通过性能测试。新型储能电站应在并网运行6个月内向相关管理部门、电网调度机构提供由具备资质的单位出具的并网测试报告。
据了解，此前广东省、山西省也分别发布过相似文件。原文如下：
湖北省能源局关于加强新型储能电站规范管理的通知
各市、州、直管市、神农架林区发改委(能源局)，国网湖北省电力有限公司，有关电力企业：
按照《新型储能项目管理规范(暂行)》(国能发科技规〔2021〕47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)《湖北省新型储能产业高质量发展行动计划(2023-2025年)》(鄂政办发〔2023〕32号)等有关要求，为进一步加强全省新型储能电站规范管理，推动新型储能安全有序发展，支撑全省新型电力系统建设，现将有关事项通知如下：
一、规范项目布局和备案
(一)省能源局会同国网湖北省电力有限公司根据电力发展、新能源消纳等情况，加强全省新型储能电站统筹布局，针对各类应用场景，推动因地制宜多元化发展。各地根据全省统筹布局情况，科学有序推进新型储能电站建设。
(二)依据《湖北省企业投资项目核准和备案管理办法》，新型储能电站项目实行属地备案管理。备案机关在向项目单位出具项目备案证时，应就项目安全管理、质量管控等方面需要履行的相关责任和义务进行书面告知。各市州发改委(能源局)1个月内将项目备案情况分别向国家能源局华中监管局和省能源局报备。
二、加强建设过程管理
(三)按照国家及省固定资产投资项目建设相关要求，新型储能电站项目严格执行“备案、开工、建设、并网、运行、验收”开发建设流程。
(四)项目单位应委托具备资质的设计单位开展设计，并组织开展设计审查。设计文件应符合国家有关法律法规和标准规范。安全设施配置应满足工程施工和运行维护安全要求。按照档案管理规定，做好全过程文件资料归档。
(五)承担新型储能电站项目咨询、勘察、设计、施工、安装和监理的单位应具备国家规定的相应资质。新型储能电站项目设备应满足国家和行业相关标准、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。
(六)项目单位及承建单位应严格遵守安全生产有关法律法规和技术规范要求，建立健全项目安全、消防、环保等管理制度，加强建设期间安全管理，保障安全生产投入，确保安全设施与主体工程同时设计、同时施工、同时投入运行和使用。项目单位主要负责人为新型储能电站建设安全生产第一责任人。
三、强化并网接入和竣工验收
(七)项目单位组织开展新型储能电站并网调试、检测、验收。在并网调试前，项目单位应按照国家有关规定组织自检，并委托具备涉网试验检测能力的第三方检测机构完成并网性能测试，新型储能电站主要设备应通过性能测试。新型储能电站应在并网运行6个月内向相关管理部门、电网调度机构提供由具备资质的单位出具的并网测试报告。
(八)新型储能电站在并网调试前应按照国家质量、环境、消防等有关规定完成相关手续，并网验收前应通过消防验收。
(九)国网湖北省电力有限公司加强新型储能电站涉网安全管理，制定新型储能电站并网及调度管理制度，完善并网及调度运行规程，组织开展接入电网方案评审，对不符合安全要求的储能电站不予并网。
(十)新型储能电站投产前，项目单位应组织开展竣工验收，并与电网公司签订购销电合同。
四、严格运行维护管理
(十一)项目单位应明确新型储能电站安全生产责任和相关职责，制定运行检修和安全操作规程，定期开展主要设备运维检修和电池系统健康状态评估、涉网性能检测，加强员工专业技术和安全能力教育、培训、考核，定期开展安全检查。
(十二)项目单位应建立新型储能电站状态运行及预警预测平台，宜配置主动安全系统，并与消防控制室布置在同一场所。实时监控新型储能电站系统运行工况，监控数据存储时间不少于1年。
(十三)项目单位应编制新型储能电站安全生产应急预案和突发事件现场处置方案，配备专业应急处置人员和满足电站事故处置需求的应急救援装备，定期组织开展应急演练。
(十四)项目单位应严格落实安全主体责任，建立健全安全管理制度，明确安全责任人和消防安全管理人，履行安全管理职责。每月至少开展1次安全检查，确保安全预警、消防救援设施等处于正常工作状态。安全检查和设备检测记录应完整准确并存档备查。
(十五)项目单位应积极配合属地消防救援主管部门定期开展的消防安全检查，对检查发现的安全隐患，按时完成整改。
(十六)新型储能电站应严格执行电网调度管理规程，遵守调度纪律，服从调度管理，依据调度流程和指令开展设备启停、倒闸操作、设备检修、信息报送等工作。
五、落实协同监管和信息报送
(十七)各市州人民政府指定的部门承担属地安全生产监管职责，加强与住房城乡建设、市场监管、应急管理、消防救援等部门的衔接，按照职责分工开展安全监管和现场检查，督促新型储能电站项目单位严格落实安全生产主体责任。各地应将新型储能电站安全事故情况第一时间报送国家能源局华中监管局和省能源局。
(十八)各市州发改委(能源局)组织相关企业及时在国家新型储能大数据平台中填报项目信息。省能源局做好项目信息汇总报送工作。
(十九)支持省内电力设计机构充分发挥技术支撑作用，总结新型储能电站规划布局、备案管理、项目建设、并网运行、安全管理等方面的经验和问题，做好相关标准规范编制工作，促进行业健康有序发展。
湖北省能源局
2023年9月12日
广东省能源局关于加强新型储能电站规范管理的通知
各地级以上市发展改革局(委)，惠州市能源和重点项目局，有关电力企业，有关行业协会：
为贯彻落实国家和省委、省政府关于加快推动新型储能产业高质量发展的工作部署，按照《新型储能项目管理规范(暂行)》(国能发科技规〔2021〕47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)、《广东省推动新型储能产业高质量发展指导意见》(粤府办〔2023〕4号)、《广东省促进新型储能电站发展若干措施》(粤发改能源函〔2023〕684号)和《广东省独立储能电站建设规划布局指引》(粤能电力〔2023〕36号)等有关要求，加强我省新型储能项目规范管理，现将有关工作事项通知如下：
一、科学合理做好项目规划和计划管理
(一)省将新型储能发展纳入省级能源电力规划统筹管理，省能源局根据能源电力发展规划、新能源规划布局和电网运行实际情况，会同广东电网公司开展新型储能电站规划布局，并结合实际情况定期滚动调整布局方案。
(二)各市能源主管部门联合电网企业，每年初根据全省新型储能电站规划布局方案，会同市自然资源、生态环境、住房城乡建设、消防等部门，统筹考虑本地区项目建设需求和技术、土地、安全、并网等条件，制定本地区新型储能电站年度建设计划(不包括用户侧储能)，并于每年3月底将本地区年度建设计划上报省能源局。2023年度新型储能项目年度建设计划于今年7月30日前上报。
(三)年度建设计划应包含项目名称、建设地点、技术方案、建设规模、开工时间和投产时间等基本信息。纳入年度建设计划的项目应具备清晰的功能定位，技术方案应符合相关标准规范，并承诺在当年年底前开工建设。各市能源主管部门会同有关部门督促纳入年度建设计划的项目依法依规办理各项手续，按月汇总项目建设进度报送省能源局。省能源局按要求将项目进展情况纳入省政府督查事项台账，并会同有关单位定期组织督导检查。
二、规范做好项目备案和储备管理
(一)新型储能电站项目实行属地备案管理。新型储能电站项目建设前应做好规划选址、建设条件论证和市场需求分析等工作，落实并网接入条件。
(二)各地能源主管部门和备案机关应加强事中事后监管，视情况组织核查，督促项目按照备案信息进行建设，对备案后2年内未开工建设或者未办理任何其他手续的项目，依法依规取消项目并移除已向社会公示的备案信息。
(三)各地能源主管部门充分利用全国新型储能大数据平台，按《广东省能源局转发国家能源局综合司关于正式启动全国新型储能大数据平台有关工作的通知》要求，按时填报信息，采用项目库管理方式做好项目储备。
三、加强新型储能电站建设管理
(一)新型储能项目的设计、建设、安装应符合相关管理规定和标准规范要求，承担项目设计、施工和监理的单位应具有国家规定的资质。项目设计文件关于安全设施的配置应满足工程施工和运行维护安全需求。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，优选安全、可靠、环保的产品，涉网设备应符合电网安全运行相关技术要求。
(二)新型储能电站项目单位应加强施工现场管理，对重点部位、重点环节加强监控，按照国家相关规定保障电站安全建设投入，定期组织开展施工现场安全检查。新型储能电站投产前，应严格按照国家相关规定组织竣工验收并办理工程质量监督手续，通过电站消防验收。
四、认真做好并网运行维护管理
(一)新型储能电站并网验收前，要按照国家相关规定完成电站主要设备及系统的型式试验、整站调试试验和并网检测。
(二)新型储能电站项目单位及运维单位应明确安全生产责任和相关职责，制定电站运行检修和安全操作规程，定期开展设备运维检修和电池系统健康状态评估、涉网性能检测等，加强员工专业技能培训和考核，定期开展安全检查。
(三)电网企业要完善新型储能电站并网准入细则，强化储能电站设备质量技术标准要求，并积极配合开展电化学储能电站的并网和验收工作，对不符合国家(行业)并网技术标准要求的电站，杜绝“带病并网”。
五、强化新型储能电站应急消防管理
(一)新型储能电站应明确消防安全责任人和消防安全管理人，建立健全消防安全责任制和消防安全管理制度，履行消防安全管理职责，依法定期开展防火检查、防火巡查和消防设备检查，健全微型消防站等消防组织，确保消防设施处于正常工作状态。
(二)新型储能电站应结合电站技术方案和实际情况，组织编制应急专项预案和现场处置方案，配备专业应急处置人员和满足电站事故处置需求的应急救援装备，定期组织开展应急演练。
六、加强协同监管和信息报送
(一)各地能源主管部门要落实属地管理责任，加强与住房城乡建设、市场监管、应急管理、消防救援等部门的衔接，按照职责分工开展专项监管和现场检查。新型储能项目单位应严格落实安全生产主体责任，按照有关法律法规和技术规范要求，履行项目安全生产、消防、环保等管理程序。
(二)广东电网公司要加快全省新型储能电站数据监管平台建设，并定期向省能源局、国家能源局南方监管局报告储能运行及调用情况。新型储能电站项目单位应按照规定报送电池性能、电站运行状态、隐患排查治理和事故事件等信息。
(三)省电力行业协会、省电力规划研究中心、省电力设计研究院等相关单位要充分发挥技术支撑作用，及时协助总结新型储能电站规划备案、项目建设、并网运行、安全管理等方面问题和经验，做好相关标准规范编制工作，促进行业自律和创新发展。
广东省能源局
2023年7月4日
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于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。
