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。