二、新型储能项目合规管理渊源

（一）国家层面的规范性文件

1.基本轮廓。到目前为止，针对新型储能的相应管理规范比较欠缺，积淀也比较薄弱。（1）2016年国家能源局最早发文鼓励电储能参与“三北”地区电力辅助服务补偿（市场）机制，至今不过7年时间；（2）2017年明确对独立储能项目实行备案制、属地化管理；（3）2020年征集并公示4种典型应用场景下的8个储能示范项目；（4）2021年7月在《关于加快推动新型储能发展的指导意见》中第一次明确提出“新型储能”的概念以及发布专门性管理规章（《管理规范》），至今只有不到2年的时间；（5）后续的管理规范取决于项目实践中发现的突出问题，如2021年4月16日北京集美大红门25MWh直流光储充一体化电站项目起火爆炸[13]及后续调查结论，直接导致2022年4月26日监管部门出台《关于加强电化学储能电站安全管理的通知》。

2.简要列表。中央政府主管部门关于新型储能的规范性文件，列表如下。

表一：中央政府主管部门关于新型储能的规范性文件列表

（二）地方政府的监管要求

1.地方政府谨慎监管。经过梳理，发现有多地地方政府（副省级以上）曾颁行过直接针对储能项目的规范性文件，其内容基本与前述中央政府主管部门的管理范畴相对应。地方政府对储能项目抱有浓厚兴趣，但在具体政策措施方面则持稳重的立场。

2.梳理地方规范性文件。部分地方政府关于新型储能的规范性文件，可见下表。

表二：部分地方政府关于新型储能的规范性文件列表

三、概括性合规管理要点

（一）新型储能项目的共性

由于技术路径与应用场景的差别，新型储能项目在现实中呈现千差万别的样态，几乎很难找到合规管理措施完全相同的项目。但在总括性类别上，新型储能项目具有以下相同的合规管理基础。

1.同属建设项目。须共同遵守国家主管部门所要求的规划、土地、环保、水保、消防、防雷、招标等专业性合规管理规范。

2.同属能源项目。项目主要设备须符合国家相关强制性标准或行业标准，并应通过具有能源电力类相应资质机构的检测认证。

3.同属并网项目。新型储能项目双向联接电网，并以向电网输出电力为主要功用，因此涉网设备必须符合电网安全运行的相关技术要求。

4.同属电力市场。根据国家宏观规划与绿色能源产业实践，可以发现政府对新型储能未有补贴之说，即使是所谓的“补偿”也并未落实具体负责者。所以，能够平衡新型储能项目建设运营成本及其合理商业利润的，只能是电力市场。

5.多涉特种设备与特种作业。以形象比喻，新型储能项目十分接近于“大型充电宝”[14]，往往涉及对人身和财产安全有较大危险性的压力容器、压力管道以及易燃、易爆、危险等物品或设施；而在项目日常运营维护方面，也往往对应着特定环节、特定场域的特种作业[15]。

（二）普适性合规管理要点

基于共同的合规管理基础，提出共性的合规管理要点。

1.纳入规划布局。新型储能项目业主应当提前与所在地省级能源主管部门沟通本地区新型储能发展规模与布局规划，努力争取将预期项目纳入省级规划，并通过主管机关的行政管理层级最终汇入国家新型储能发展规划。

2.具备法人资格。目前的新型储能项目实践中，同时存在以法人主体和非法人主体推进的情形，这在前期调研、建设阶段尚无大碍，却会留下后期项目运营的重大隐患。因为新型储能最终须通过参与电力市场和调度运用才能产生营业收入，而主管部门规范和电力市场交易规则都一致要求具有独立法人资格的独立储能项目作为交易主体。项目单位在前期决策阶段应明确而坚定地将新型储能塑造为独立法人，且应与电力交易市场主体资格相挂钩。

3.满足技术条件。项目具备独立计量、等控制等技术条件，能够被接入调度自动化系统可被电网监控和调度，乃是参与电力市场和调度运用的基本前提之一，因此项目单位应为新型储能提早做好技术对接方案，并予以落实。

4.符合安全标准。《管理规范》第三条规定“新型储能项目管理坚持安全第一、规范管理、积极稳妥原则”，国家标准化管理委员会、国家能源局《新型储能标准体系建设指南》中的205项标准，基本涵盖了现有技术路径下各类新型储能的安全要求。以电化学储能电站安全管理为例，一方面国家能源局提出了落实主体责任、加强风险评估、加强设计审查、严格设备把关、加强到货抽检、加强施工管理、严格施工验收、做好并网准备、加强并网验收、明确委托责任、强化日常管理、规范信息报送、加强人员培训、加强退役管理、落实消防责任、开展应急演练、建立联动机制等十七项具体要求[16]；另一方面，以新的技术标准建设的全球首个浸没式液冷储能电站（梅州宝湖储能电站）于今年3月6日正式投入运行，起到提升储能电站安全性能的示范效应[17]。

5.成为独立储能。（1）对于既有的以配建形式存在的新型储能项目，应抓紧进行技术改造，尽早满足同等技术条件和安全标准，选择转为独立储能项目；（2）对于新规划的储能项目，应优先定性为独立储能；（3）对于新建多能互补一体化项目储能，应当锚定电力市场主体资格，在安全标准、技术条件、法人主体等方面达到监管要求，力求将项目纳入独立储能的范畴；（4）对于按现行规定暂不能转为独立储能的风光水火储多能互补一体化项目储能，应当创造条件，向独立储能的方向迈进。 

6.严守备案要求。在向地方能源主管部门备案时，应注意：（1）备案为具备法人资格的独立储能；（2）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；（3）已备案的项目法人发生变化，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，应及时告知项目备案机关，并修改相关信息；（4）完成备案后，抓紧落实各项建设条件，及时开工建设，在合理期限内完工投产。

7.规范项目建设。（1）按专业监管要求履行土地、环评、安全、水保、消防、验收等合规管理程序；（2）落实招标投标采购要求；（3）确保承担项目设计、咨询、施工和监理的单位应具有国家规定的相应资质；（4）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；（5）涉网设备应符合电网安全运行相关技术要求。

8.落实并网接入。（1）新型储能项目建设进程应与电网企业的配套电网工程相协调；（2）按照当地电网企业规定的项目接网程序，及时申请接网服务；（3）按照当地电网企业规定的标准和要求，及时完成并网调试和验收。

9.服从调度运行。（1）按照相关标准和规范要求，配备必要的通信信息系统，与电网调度部门联网；（2）按规定程序向电网调度部门上传运行信息、接受调度指令。

10.监测运行状态。按照属地能源主管部门的要求，实时监控储能系统运行工况，并上传数据；如果出现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；如果项目达到设计寿命或因技术原因决定退役，应及时报告原备案机关及其他相关单位。