7月2日，贵州省能源局关于重新印发《贵州省新型储能项目管理暂行办法》的通知，通知指出，建立“新能源+储能”机制，对集中式风电、光伏发电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。
原文如下：
省能源局关于重新印发《贵州省新型储能项目管理暂行办法》的通知
黔能源新〔2024〕48号
各市(州)、县(市、区、特区)能源主管部门，各有关企业：
为进一步规范我省新型储能项目管理，促进新型电力系统建设，根据有关工作要求，现重新印发《贵州省新型储能项目管理暂行办法》，请遵照执行。
贵州省新型储能项目管理暂行办法
第一章 总则
第一条为规范我省新型储能项目管理，加快构建新型电力系统，根据《新型储能项目管理规范(暂行)》(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)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，新型储能分为电网侧、电源侧和用户侧三类。
第三条省级能源主管部门负责全省新型储能项目发展及监督管理;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、特区)级能源主管部门负责项目备案管理、协调落实建设条件、安全监管等。
第二章 规划布局
第四条省级能源主管部门根据国家新型储能发展规划，结合全省新型电力系统构建、新能源消纳、抽水蓄能发展等情况开展新型储能专项规划研究，提出各地区规模及项目布局，科学合理引导项目建设。
第五条电网侧新型储能由省级能源主管部门根据电力系统需要，按年度编制发展方案，发布建设规模容量。项目原则上布局在负荷中心、电网调节能力较弱及新能源消纳受限等区域，重点建设功率不低于5万千瓦、容量不低于10万千瓦时的项目。
第六条电源侧新型储能由投资主体根据各区域新型储能规模和企业规划建设的其他电源项目需要，做好储能项目布局。
第七条用户侧新型储能由投资主体根据自身需要，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、安全等条件情况下拓展不同应用场景。
第八条建立“新能源+储能”机制，对集中式风电、光伏发电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。
第三章 项目备案
第九条新型储能项目实行备案管理，由县(市、区、特区)级能源主管部门负责备案，并及时将项目备案情况报送省级能源主管部门，抄送国家能源局贵州派出机构。
第十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。
第十一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，项目单位应及时告知项目备案机关，并修改相关信息。
第四章 建设并网
第十二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。
第十三条电网企业根据新型储能规划布局，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。对电网企业建设有困难或规划建设时序不匹配的电网配套工程，允许发电企业投资建设，经电网企业与发电企业双方协商同意，可在适当时机由电网企业依法依规进行回购。
第十四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。
第十五条新型储能项目建成后，投资主体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，由项目投资主体组织项目竣工验收，并邀请相关行业管理部门参与，及时将总结报告、验收鉴定书和相关材料上报项目备案单位，项目备案单位逐级上报至省级能源主管部门。
第五章 运行调度
第十六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，建立健全新型储能项目公平参与电力运行的调度机制，保障公平调用，并采取系统性措施，优化调度运行，科学优先调用，充分发挥新型储能系统作用。项目业主要加强储能设施系统运行维护，确保储能系统安全稳定运行。
第十七条新型储能项目以市场化方式为主，优化调度运行;不具备独立条件的电源侧新型储能项目，可与所属电源作为一个整体参与调度;对于暂未参与市场的新型储能项目，电力调度机构应建立科学调度机制，提升项目利用水平。
第十八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，并报告项目备案单位及其他相关单位。
第六章 市场交易
第十九条具备独立计量、控制等技术条件，接入调度自动化系统可被电网监控和调度，符合相关标准、规范和电力市场运营机构等有关方面要求，具有法人资格的新型储能项目，可转为独立储能，作为独立主体参与电力市场，涉及风光水火储多能互补一体化项目的储能，原则上暂不转为独立储能。
第二十条鼓励在发电企业计量关口内并网的电源侧储能，保持与发电企业作为整体的运营模式，联合参与电力市场。鼓励在电力用户计量关口内并网的用户侧储能，保持与电力用户作为整体的运营模式，联合参与市场交易。
第二十一条电网侧、电源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。鼓励新能源企业与储能企业签订协议，由新能源企业支付储能租赁费用，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，鼓励签订3~5年及5年以上中长期协议。
第七章 安全监管
第二十二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。投资主体承担安全主体责任，将储能电站安全管理纳入企业安全管理体系，认真落实安全生产责任制，建立健全安全生产保证体系和监督体系、应急处置机制、风险分级管控和隐患排查治理机制等，严格执行电力安全生产相关法律法规，严防安全生产事故发生。
第二十三条新型储能项目建设应坚持安全第一的原则，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，项目开工后应按规定开展质量监督，项目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。动力电池梯次利用按国家相关规定执行。
第二十四条承担项目设计、咨询、施工和监理的单位应具有国家规定的相应资质。项目相关单位应按照有关法律法规和技术规范要求，严格履行项目安全管理程序，落实安全责任。
第二十五条各有关部门应加强新型储能电站的安全监督管理，按照职责分工履职尽责，并根据相关规定开展监督检查、应急管理等相关工作;督促建设(运维)单位定期开展风险等级评估和隐患排查，建立相关工作台账，对不同等级的风险点、危险源实施差异化治理，确保储能电站运行安全。
第八章 附则
第二十六条本办法由贵州省能源局负责解释。
第二十七条本办法自发布之日起实施。
第二十八条施行期间，国家及省出台新规定的，从其规定。
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