关于《广东省促进新型储能电站发展若干措施》的解读

新型储能电站是支撑新能源电力系统的重要基础设施，也是推动实现“双碳”目标的重点项目之一。2023年6月5日，广东省发改委、广东省能源局联合印发《广东省促进新型储能电站发展若干措施》，从拓展多元化应用、强化政策支持、健全运营调度机制、规范项目建设管理、强化协调保障等5个方面提出了25条措施。该文件是推动广东省新型储能产业高质量发展的重要指导文件，旨在促进省内新型储能电站规模化有序发展，助力将新型储能产业打造成为广东省战略性支柱产业。因此，对该文件的解读有助于理解广东省新型储能产业的政策动力与前景布局，有利于产业参与者更好地把握发展机会。
一、拓展多元化应用
（一）推进新能源发电配建新型储能。按照分类实施的原则，2022年以后新增规划的海上风电项目以及2023年7月1日以后新增并网的集中式光伏电站和陆上集中式风电项目，按照不低于发电装机容量的10%、时长1小时配置新型储能，后续根据电力系统相关安全稳定标准要求、新能源实际并网规模等情况，调整新型储能配置容量；鼓励存量新能源发电项目按照上述原则配置新型储能。可采用众筹共建（集群共享）、租赁或项目自建等方式落实储能配置，其中第一种方式由项目所在地市组织布局落实。配置新型储能电站投产时间应不晚于项目本体首次并网时间，原则上不跨地市配置。争取到2025年，全省新能源发电项目配建新型储能电站规模100万千瓦以上，到2027年达到200万千瓦以上，“十五五”期末达到300万千瓦以上。（省能源局，各地级以上市政府，广东电网公司、深圳供电局，各有关发电企业负责）
解读：
新能源发电主要包括太阳能、风能、地热能、海洋能生物质能和核能几大类型，目前世界范围内利用较为广泛的是太阳能和风能。太阳能具有资源充足长寿，分布广泛、安全、清洁，技术可靠等优点。当今太阳光发电的主流方式是光伏发电，即利用太阳能级半导体电子器件有效地吸收太阳光辐射能，并使之转变成电能的直接发电方式。风能发电具有分布广、能量密度低的特性，适合就地开发，就近利用。风能发电主要是利用风力发电机将风能转换为机械功，机械功带动转子旋转，最终输出交流电。
近年来，我国风电和光伏装机量大幅增加，风电与光电已经成为国内第二大主力电源。但目前我国对于新能源的利用仍然可能存在以下问题：
1.受自然条件限制，新能源发电不持续、不稳定。例如，风力发电受季节和天气的影响较大，发电量的波动与用电量的波动在时间上层面上不同频等。
2.新能源发电受地域限制，区域的发电量与用电量不对等。由于我国的经济发展情况与能源分布呈负相关，新能源丰富的地区经济发展较为落后，无法消耗大量的电力，而我国经济较为发达的地区又面临新能源资源不足的问题。因此，如何完善储能设备，平衡新能源发电和用电之间的关系，成为新能源资源利用的一大关键。传统的储能模式主要为抽水蓄能，是目前最为主要和成熟的储能方式，但其具有能量密度（每千克储能器储能量）低、投资成本高、回报周期长和受地理条件限制等缺点，以锂电池为代表的化学储能等新型储能行业因储能需求旺盛而迅速崛起。新型储能行业一定程度上解决了传统储能行业能量密度和投资回报率的问题，是目前储能行业的热点，但行业仍处于发展初期，新型储能装置的装机率远低于美国、韩国等行业前沿国家。要求新能源发电项目按照上述原则配置新型储能装置，有利于解决目前我国新能源发展和利用问题。
广东鼓励以众筹共建（集群共享）、租赁或自建的方式落实新能源发电配建新型储能项目。[1]其中，众筹共建模式可能涉及政企合作、发电企业与社会资本联合投资、项目资金募集等相关法律问题，租赁模式则具有租赁年限、分期限制等要求[2]，需要相应的法律服务。
（二）规划引导独立储能合理布局。按照合理布局、按需建设的原则，电网企业牵头研究提出在新能源大规模汇集而消纳受限地区、电力需求波动大、输电走廊和站址资源紧张等区域的独立储能电站规划布局建议，明确合理配置的规模、布点，鼓励各类社会资本积极参与投资建设。（省能源局，各地级以上市政府，广东电网公司、深圳供电局负责）
解读：
“独立储能”指独立储能电站。它不受接入位置限制，以独立主体身份直接与电力调度机构签订并网调度协议，纳入电力并网运行及辅助服务管理。相比综合储能系统，独立储能电站可以实现调峰、调频、备用、跟踪计划发电等，优势明显。独立储能的主体可以通过共享租赁、现货套利、辅助服务、容量电价等方式参与市场、获取利益。
鼓励各类社会资本以独立储能的方式参与储能行业的建设，有利加快储能行业的发展，提高我国的储能水平。同时，社会资本参与独立储能建设涉及PPP模式，在法律政策合规、项目模式设计与决策、项目合同起草、项目公司组建、项目透明运行等方面具有相应的法律风险。
（三）持续提升火电联合储能调节能力。火电机组合理配置新型储能电站，联合参与调频、备用等辅助服务市场交易，持续拓宽火储联调的应用场景，加强示范项目跟踪评估。（省能源局，有关地级以上市政府，广东电网公司、深圳供电局，各有关发电企业负责）
解读：
火电联合储能调节是指利用火电厂和储能设备共同调频，从而调节电网频率。当电力负荷增加时，储能设备可向电网注入电能，提高电网效率；当电力负荷减少时，储能设备则能储存多余电量备用。相较于传统的火电厂，火电联合储能在电网负荷变化较大时具有快速响应优势，可以大幅提升火电的灵活性，满足高峰期的用电需求，保持电网频率的稳定；同时保证用电低谷期的盈余电量可被储存，减少资源浪费。电力辅助服务是指为维护电力系统的安全稳定运行，保证电能质量，除正常电能生产、输送、使用外提供的服务，包括：一次调频、自动发电控制（AGC）、调峰、无功调节（一种在电力供电系统中提高电网的功率因数，降低供电变压器及输送线路的损耗，提高供电效率，改善供电环境的技术）、备用、黑启动服务（大面积停电后的系统自恢复）等。
火电联合储能调节可以通过电力辅助服务市场交易实现。南方区域市场以南方能源监管局为核心构建市场交易体系，交易主体在交易中需要做好市场规则与政策要求的合规工作，同时也需要关注市场化竞争潜在的法律问题。
（四）大力鼓励用户侧储能发展。按照因地制宜、灵活多样的原则支持工商业企业、产业园区等配建新型储能电站。精密制造、通信、金融等用电量大且对供电可靠性、电能质量要求高的电力用户，按需配置新型储能电站。加快推动分布式新能源、微电网配置新型储能电站，推动工业园区、商业楼宇开展冷、热、电、储综合能源服务。（省能源局、工业和信息化厅，各地级以上市政府，广东电网公司、深圳供电局负责）
解读：
用电侧储能是指将储能设备应用在电力系统的用电侧，具有电力自发自用、峰谷价差套利、容量电费管理和提升供电可靠性等优势。分布式新能源、微电网是指通过分布式发电机满足整个网络中的就地能源需求，即在小范围内进行发电和储能，以便更好地满足各个地区的用电需求。
电力用户在配置新型储能电站时，需要应对一系列的合规挑战。在建设标准规范、项目投资设计与备案、项目土地、节能与安全设计审查、环节评估、政策优惠等方面，都需要关注相应的法律风险。
（五）积极推进虚拟电厂建设。推动新型储能电站与工业可控设备负荷、充换电设施、分布式光伏等资源聚合应用，配置“智能量测终端+多芯智能电表”，完成独立计量和智能控制，在广州、深圳等地开展虚拟电厂试点。统筹全省虚拟电厂接入、市场交易和协同控制，逐步培育形成百万千瓦级虚拟电厂响应能力。（省能源局、工业和信息化厅，有关地级以上市政府，广东电网公司、深圳供电局负责）
解读：
虚拟电厂本质上是一套软件平台系统，它聚合了现有的不同空间的分布式资源，如可调负荷、储能、微电网、电动汽车、分布式电源等，实现自主协调优化控制，参与电力系统运行和电力市场交易。虚拟电厂一方面可以灵活地削峰填谷，保障电网高效平稳运行；另一方面能够促进新能源消纳，减少“弃水，弃风，弃光”的“三弃”现象。其投入成本仅为火电厂的10%～12.5%，调节能力却更强，更快，更精准。
虚拟电厂的商业化在我国仍处于起步阶段，法律法规层面以地方政策为主，通过专项文件支持虚拟电厂的发展，采取地区试点的方式逐步推进。因此，参与企业需要关注政策变化，及时满足合规要求。
（六）加强抗灾保障新型储能建设。依托全省坚强局部电网建设，在沿海强风区的7个地市中心城区和26个县区中心区规划建设“110千伏户内站+110千伏电缆+新型储能”和“新型储能+10千伏电缆线路+保底用户”电网。针对政府、医院等重要电力用户，建设安全可靠移动式或固定式新型储能电站作为应急备用电源。（省能源局，有关地级以上市政府，广东电网公司、深圳供电局负责）
解读：
近年来由于极端气象灾害频发，电网的供电可靠性面临不同程度的冲击，储能设备亟需提升安全保供能力，以应对自然灾害、极端天气造成的电力不稳定等问题。因此，监管部门可能会提升对储能设备、项目的安全设计要求，不同区域的标准可能有所区别，企业需要在项目合规工作中重点关注。
（七）探索打造“风光储”微电网。在海岛、山区等可再生能源资源丰富地区，结合风电、光伏发电等开发，按需配置新型储能，实施“新能源+储能”开发模式，打造海岛、农村分布式“风光储”智能微电网。（省能源局，有关地级以上市政府，广东电网公司、深圳供电局负责）
解读：
“风光储”微电网是指由分布式电源（风能和光能）、储能装置、能量转换装置、负荷、监控和保护装置等组成的小型发配电系统，是典型的微电网供电模式之一，一般采取直流和交流两种供电模式，并在必要时添加柴油机以稳定出力。该种微电网可以应用于医疗系统、市政工程、工业领域、农村地区、公共设施等各个领域，提供独立自主的供电解决方案，从而提高供电的可靠性和灵活性。在相关项目的评估与尽调中，需要关注政策与环境方面的合规情况，其中能源特性、环境性质、区域特点或成为投融资项目合规中的重点。[3]
（八）大力推动新型储能技术创新试点示范。建设省新型储能制造业创新中心，加快推进产学研用协同示范基地和规模化实证基地建设。开展“源网荷储一体化”项目试点，开展储能电站“一体多用、分时复用”试点示范。促进钠离子电池、固态锂离子电池和液流电池，以及压缩空气、飞轮储能等新型储能电站试点示范。开展多种储能技术联合应用复合型储能试点示范，推动大容量、中长时间尺度新型储能电站试点示范。（省工业和信息化厅、发展改革委、科技厅、能源局，省新型储能创新中心，有关地级以上市政府负责）
解读：
“源网荷储一体化”是指通过化小供给单元，强调发挥负荷侧调节能力、就地就近灵活坚强发展，优化整合特定区域的电源、电网、负荷和储能资源，实现源网荷储高度融合的局域性综合能源系统。通过在特定区域内融合源网荷储各类资源，实现区域性的发、供、用平衡，不占用或少占用系统的调峰资源，特别注重发挥负荷侧调节能力（使得用户负荷可中断、调节），就地就近实现电力能源供给，同时也可以解决电力远距离输送损耗大等问题。“源网荷储一体化”的目标在于提升新能源电量消费比重。通过源网荷储的高度融合，解决新型电力系统的电源出力存在波动性、系统调峰能力不足等问题，从而提升新能源电量的消费比重。实施源网荷储一体化的过程中，还需在多能互补技术、电力调度技术、储能技术、负荷预测技术等关键技术领域进行完善和突破，现有的电力交易市场、电力辅助服务、电价形成、调度等机制体制层面难以适应源网荷储一体化的需要。
（九）促进新型储能与新型基础设施共享融合发展。加快推进新型储能电站与大数据中心、5G基站、数字电网等新型基础设施融合应用，在广州、深圳等电动汽车应用先进地区智能化改造升级直流公共快充站，试点建设直流双向充电桩，探索规模化车网互动。（省发展改革委、工业和信息化厅、能源局，省通信管理局，各地级以上市政府，广东电网公司、深圳供电局负责）
解读：
“风光储”微电网是指由分布式电源（风能和光能）、储能装置、能量转换装置、负荷、监控和保护装置等组成的小型发配电系统，是典型的微电网供电模式之一，一般采取直流和交流两种供电模式，并在必要时添加柴油机以稳定出力。该种微电网可以应用于医疗系统、市政工程、工业领域、农村地区、公共设施等各个领域，提供独立自主的供电解决方案，从而提高供电的可靠性和灵活性。在相关项目的评估与尽调中，需要关注政策与环境方面的合规情况，其中能源特性、环境性质、区域特点或成为投融资项目合规中的重点。[3]
二、强化政策支持
（十）鼓励先进产品示范应用。鼓励省内储能生产制造企业加强技术创新，推进先进产品制造，促进产业集聚发展。加强生产制造企业产品质量抽检和全生命周期质量监管，储能生产制造企业要强化产品质量管理主体责任，确保生产优质可靠产品。及时发布先进优质产品标准规范，引导储能电站项目选择先进优质可靠产品。用户侧储能项目使用产品经认定符合先进优质产品标准规范的，其储能设施用电量单独计量，电价参照全省蓄冷电价政策执行。（省工业和信息化厅、发展改革委、科技厅、能源局、市场监管局，广东电网公司、深圳供电局，省新型储能创新中心负责）
解读：
企业生产、用户使用满足公开标准的先进产品，可享受一定政策优惠，例如用户侧以蓄冷电价计费。蓄冷电价，即使用蓄冷技术的中央空调系统单独安装分时计量装置，并仅其电量实行收费的电价。蓄冷电价采用峰平谷电价方式，以用户对应电价类别的平段电价为基础，峰平谷电价比价为1.7：1：0.38，通过优惠电价鼓励使用先进产品，以促进生产侧储能行业的发展。
同时，企业应关注产品安全和质量问题。储能产品需要符合复杂的技术、安全规范，其标准又分属于强制标准与约定标准，检测需要第三方专业机构的参与，监管要求也在不断增强。因此，企业需提升产品质量与合规要求，避免产品生产相关民事、刑事诉讼。
（十一）完善市场价格机制。按照国家有关规定，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。根据电力供需实际情况动态调整峰谷价差，合理设置电力中长期市场、现货市场价格上下限。（省发展改革委、能源局，国家能源局南方监管局，广东电网公司、深圳供电局、广东电力交易中心负责）
解读：
“源网荷储一体化”是指通过化小供给单元，强调发挥负荷侧调节能力、就地就近灵活坚强发展，优化整合特定区域的电源、电网、负荷和储能资源，实现源网荷储高度融合的局域性综合能源系统。通过在特定区域内融合源网荷储各类资源，实现区域性的发、供、用平衡，不占用或少占用系统的调峰资源，特别注重发挥负荷侧调节能力（使得用户负荷可中断、调节），就地就近实现电力能源供给，同时也可以解决电力远距离输送损耗大等问题。“源网荷储一体化”的目标在于提升新能源电量消费比重。通过源网荷储的高度融合，解决新型电力系统的电源出力存在波动性、系统调峰能力不足等问题，从而提升新能源电量的消费比重。实施源网荷储一体化的过程中，还需在多能互补技术、电力调度技术、储能技术、负荷预测技术等关键技术领域进行完善和突破，现有的电力交易市场、电力辅助服务、电价形成、调度等机制体制层面难以适应源网荷储一体化的需要。
（十二）强化要素保障。对列入年度计划、独立占地的新型储能电站，按公用设施优先安排项目用地。探索利用退役火电机组既有厂址、输变电设施等建设新型储能电站。在既有场地建设新型储能电站的，简化优化规划选址手续。优先保障新型储能电站土地利用计划指标，各地市在符合行业标准条件下，优化新型储能电站土地利用指标容积率、绿化率要求。对需要履行环评审批手续的新型储能电站项目，开辟环评审批绿色通道；对符合条件不需环评审批的，依法依规不纳入环评管理。优化新型储能电站节能审查流程，保障项目用能需求。（省自然资源厅、生态环境厅、发展改革委、能源局，各地级以上市政府负责）
解读：
新型储能电站可以享受建设用地、审批优化等要素保障。企业在项目用地申请能得到优先保障，在环境评估、土地审批流程中能得到程序性支持，有利于储能行业的发展。
（十三）强化金融支持。支持新型储能电站项目使用政策性开发性金融工具，支持将新型储能纳入绿色金融支持范围。鼓励各地市结合实际对新型储能电站项目给予财政扶持。（省发展改革委、财政厅、地方金融监管局、能源局，人民银行广州分行、广东银保监局、广东证监局，各地级以上市政府负责）
解读：
绿色金融是指为支持环境改善、应对气候变化和资源节约高效利用的经济活动，即对环保、节能、清洁能源、绿色交通、绿色建筑等领域的项目投融资、项目运营、风险管理等所提供的金融服务。将新型储能纳入绿色金融支持范围，企业可以获得多元化的融资渠道与充分的财政支持。此外，随着绿色金融监管的强化，企业也需要做好绿色项目认定、资金利用等合规工作，避免“洗绿”行为和资金违规风险。
（十四）建立激励机制。对于落实配置储能电站要求的新能源发电企业，在风光资源竞争性配置、项目立项、项目并网、调度运行、电力辅助服务补偿考核等方面给予优先考虑。根据用户配置储能容量比例，在实施需求响应时予以适当支持。（省能源局、国家能源局南方监管局，广东电网公司、深圳供电局负责）
解读：
风光资源竞争性配置是指，针对未确定投资主体的普通光伏电站和风力发电项目，通过招标等竞争方式公开选择投资主体；或通过竞争性比选、优选等竞争方式配置已开展前期工作且已确定投资主体项目的年度建设规模指标。电力辅助服务补偿是指要求对于电力辅助服务市场交易中的辅助服务产生的额外成本进行补偿。通过各种激励方式鼓励新能源发电企业配置储能电站。
落实配置储能电站要求的新能源发电企业可以享受一定政策支持，包括项目竞争、审批、运行与考核等方面的优先与程序优化。相关企业需梳理储能电站配置要求，做好合规申报与管理，争取相关政策的支持。
三、健全运营调度机制
（十五）推进新型储能参与电力市场。按照《广东省新型储能参与电力市场交易实施方案》，独立储能电站可作为独立主体参与电力中长期、现货和辅助服务市场交易；电源侧储能电站联合发电企业作为整体参与电能量市场和辅助服务市场；用户侧储能电站联合电力用户作为整体参与电能量市场和需求响应市场。支持虚拟电厂参与市场化需求响应交易和辅助服务市场。（省能源局，国家能源局南方监管局，广东电网公司、深圳供电局、广东电力交易中心负责）
解读：
通过前述各种方式鼓励新型储能参与电力市场，以市场竞争带动新型储能行业的发展。参与多层次的电力市场交易有利于新型储能企业适应市场需求，在合理竞争中促进自身发展；但同时需要关注电力市场交易规则与竞争规制的限制，合法依规参与市场竞争。
（十六）优化调度运行机制。建立健全以市场化方式为主的新型储能电站调度运行机制，由电力调度机构制定新型储能电站调度运行规程和调用标准，科学调度新型储能电站。新型储能电站按照国家能源局南方监管局相关监管要求纳入并网主体管理。新型储能电站应规范配置监控系统和通讯信息等二次系统，按程序向电力调度机构上传运行信息，接受调度指令，实现运行数据可测、储能状态可控。（省能源局，国家能源局南方监管局，广东电网公司、深圳供电局、新型储能电站企业负责）
解读：
将新型储能电站纳入整体统一的电网进行调度和管理，以便更好地接受调度指令，配合整体电力系统的良好运行。统一的规则与标准有利于企业适应调度管理，提高企业的合规水平，降低违规风险。
四、规范项目建设管理
（十七）规范项目管理。新型储能电站项目实行属地备案管理。各地市能源主管部门根据省新型储能电站规划，会同市自然资源、生态环境、住房城乡建设、消防等部门和电网企业统筹确定属地新型储能建设需求，以及项目技术、用地、安全、并网等条件，制定新型储能电站年度建设计划（不包括用户侧储能）并推动实施，根据情况变化适时滚动修编计划。各地市能源主管部门督促纳入年度建设计划的新型储能项目业主单位加快办理完成各项建设手续，推动项目及时开工建设，并按月汇总报送省能源主管部门。（省发展改革委、能源局、自然资源厅、生态环境厅、住房城乡建设厅、消防救援总队，各地级以上市政府，广东电网公司、深圳供电局负责）
解读：
满足新型储能设备的建设需求，制定年度计划并及时进行调整，并推动新型储能电站的建设。企业应按照属地划分，关注该地建设计划与管理安排，及时办理投资或建设项目的备案手续，做好行政申报工作。
（十八）优化并网接入。对已完成备案并纳入年度建设计划的新型储能电站，其配套接入电网工程视同纳入省电网规划。电网企业应为新型储能电站提供电网接入服务，完善配套接网工程项目建设管理流程，确保接网工程与新型储能电站建设进度匹配。经电网企业与新型储能电站单位双方协商后，允许新型储能电站项目单位投资建设配套接网工程；电网企业应简化并网流程，提供并网服务指引和管理规范，做好并网调试验收等涉网服务。（省能源局，各地级以上市政府，广东电网公司、深圳供电局负责）
解读：
完善新型储能电站接入整体电网使用的流程，同步推进新型储能设备的建设和结网，保证新型储能电站建设后能够立即顺利使用。独立储能电站在并网前仍需要配合完成实践层面所需的调试、验收和专业机构检测工作，需要符合相关验收标准以满足并网的合规要求。
（十九）提高项目建设质量。新型储能电站要严格按照国家和行业有关标准要求开展电站设计、建设、安装、竣工验收和运营，电站设计、施工和监理单位应具相应资质，新型储能电站投产前，应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。中大型储能电站应选用技术成熟、安全性能高的电池，审慎选用梯次利用动力电池。电网企业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。（新型储能电站企业，各地级以上市政府，省工业和信息化厅、住房城乡建设厅、能源局负责）
解读：
新型储能企业需做好项目质量方面的合规工作，降低安全风险。在设计建设过程需要满足设计安全审查要求，依据相应标准保障建设安全与质量，符合建设施工规定，避免重大责任事故等；在验收并网阶段确保检测流程完整，符合验收与准入规则。
其中，储能电站的电池安全是重点问题。梯次利用动力电池是指对废旧动力蓄电池进行必要的检验检测、分类、拆分、电池修复或重组为梯次产品，使其可应用至其他领域的过程。以目前的技术水平，梯次利用的动力电池的安全性和性能无法保证。项目方应审慎使用梯次动力电池以保障新型储能电站的安全运行。
（二十）强化安全生产监管。新型储能电站项目单位要按照国家相关规定落实企业安全生产和消防安全主体责任，开展电力技术监督工作，做好产品抽样检测和储能设施全寿命周期监管，制定电站运行和检修规程，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，建立健全消防安全责任制和消防安全管理制度，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，编制应急预案并定期开展演练。（新型储能电站企业，各地级以上市政府，省应急管理厅、市场监管局、能源局、消防救援总队负责）
解读：
防火是保障电站安全性的重点，新型储能电站也需要健全消防安全管理。涉网性能是指将发动机并入电网进行检测得出的性能指标，定期检测电池系统安全和涉网性能以保证新型储能装置顺利接入电网。
新型储能企业在生产建设过程中，需要防范责任事故风险与产品安全风险，做好消防安全措施，提升生产安全保障水平，降低重大责任事故与产品质量相关的诉讼风险。
（二十一）规范项目退出管理。新型储能电站项目单位应按照国家相关规定定期委托有资质的第三方检测单位进行检测，并及时组织论证和落实整改工作，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，应及时实施项目退役，并报告原备案机关。（新型储能电站企业，各地级以上市政府，省住房城乡建设厅、能源局负责）
解读：
及时要求不满足要求的项目退役，尽可能排除新型储能电站的安全隐患。企业应做好项目运营规划，依据相关标准与规则，及时评估和处理项目问题，退役时依规做好退出申报工作。
五、强化协调保障
（二十二）加强组织领导。各地、各有关部门要加强对新型储能电站建设工作的领导。省发展改革委、能源局，国家能源局南方监管局及省各有关单位，积极利用国家、省新型储能大数据平台，定期跟踪评估新型储能试点项目建设进度，加强储能建设运行管理，引导新型储能电站健康发展。各地市要组织编制年度建设计划，积极协调解决相关问题，为储能电站项目建设提供要素保障。（省发展改革委、能源局，国家能源局南方监管局，各相关部门，各地级以上市政府，广东电网公司、深圳供电局负责）
解读：
各有关部门积极领导、组织、配合新型储能电站的建设、管理和发展。企业需及时关注相关政策的变化，积极与对接部门沟通，合理运用要素保障。
（二十三）加强协同监管。各地市政府要落实属地管理责任，加强新型储能建设、运行安全监管，督促项目单位严格落实《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）要求。各地能源主管部门在实施新型储能电站项目备案时，要同时下达电力项目安全管理和质量管控事项告知书，明确项目需要履行的相关责任和义务。住房城乡建设部门依法开展新型储能电站选址设计审查、消防设计审查验收备案工作。应急管理、消防部门指导新型储能电站应急预案编制及演练工作，消防部门依法对项目单位遵守消防法律、法规的情况进行监督检查，严格督促项目单位做好消防隐患整改。能源主管部门、市场监管部门、电网企业负责完善新型储能电站标准体系。电网企业积极配合开展新型储能电站的并网和验收工作，杜绝“带病并网”。（各地级以上市政府，省住房城乡建设厅、应急管理厅、市场监管局、消防救援总队、发展改革委、能源局，广东电网公司、深圳供电局负责）
解读：
应要求各有关部门对于新型储能电站的安全性进行严格审查，保证新型储能电站安全地并入电网。企业需要了解上述部门的分工，整理对应的标准、规定，按序依规做好项目的申报、检测与整改工作，提升自身合规水平。
（二十四）促进行业自律。新型储能产业联盟、行业协会及研究机构要充分发挥支撑作用，围绕新型储能政策支持、投资运营、产业发展、技术创新、标准规范等，积极组织开展技术研讨、专业培训和交流合作，促进储能产业链上下游企业交流互动，强化行业自律，营造有序竞争、科学管理、协同发展、合作共赢的市场环境。（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负责）
解读：
建立良好的市场环境和行业自律，促进新型储能行业的良性发展。企业可以积极关注行业组织推出的标准规范，参加技术交流与标准制定，主动参与行业自律发展。
（二十五）建立信息化监管平台。建立全省新型储能电站数据监管平台，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、隐患排查治理和安全事故事件等信息。新型储能电站数据监管平台应定期向省能源局、国家能源局南方监管局报告储能运行及调用情况。分批分期推动新型储能数据监管平台与公安、消防、交通等监管平台对接，逐步拓展平台服务功能，提升电站信息化管理水平。加强信息化监管平台网络、系统、数据安全管理，增强技术防护能力，确保平台稳定运用。（广东电网公司，省能源局，国家能源局南方监管局，省公安厅、交通运输厅、应急管理厅、消防救援总队负责）
解读：
以信息化平台的方式对于新型储能电站的运行进行监管，确保新型储能电站安全有效运行。新型储能电站应当做好信息监管方面的合规工作，及时反馈项目信息，完善信息化安全管理。
注释：
[1]参考：广东省能源局《广东省能源局关于新能源发电项目配置储能有关事项的通知》2023年6月7日
[2] 参见注1
[3]参考：国家发展改革委 国家能源局《关于推进电力源网荷储一体化和多能互补发展的指导意见》，发改能源规〔2021〕280号，2021年2月25日