省發展改革委等部門近日聯合印發《支持新型儲能健康有序發展若干政策措施》，立足儲能在發電側、電網側、用戶側的三種應用場景，以市場機制為主，充分發揮價格引導作用，支持全省新型儲能健康發展。

近年來，我省光伏、風電等新能源發展迅猛，截至2023年9月底，新能源和可再生能源裝機已達8738.3萬千瓦，占全省總裝機容量的42.8%。其中光伏5228.5萬千瓦，居全國第一位;風電2430.3萬千瓦，居全國第四位。

“為應對新能源發電隨機性、間歇性、波動性等特點對全省電力系統穩定安全運行帶來的挑戰，我省積極推動鋰電池、壓縮空氣等新型儲能建設，有效應對新能源大規模并網產生的消納問題。”省能源局相關負責人介紹。目前，全省新型儲能裝機已達353萬千瓦，成為新型電力系統的重要組成部分，但現階段存在利用率低、市場模式單一、盈利能力弱等問題。

針對發電側儲能利用率低的問題，《政策措施》明確提出以2030年新能源全面參與電力市場交易為目標，逐步提高新能源上網電量參與電力市場交易比例，鼓勵新能源場站與配建儲能全電量參與電力市場交易，通過市場化方式，倒逼新能源企業提高配建儲能利用率。

針對電網側儲能市場模式單一問題，將研究更多適合儲能的輔助服務交易品種，逐步開展爬坡、備用、轉動慣量等輔助服務交易，支持獨立儲能在電能量市場之外獲得更多收益途徑。調整新型儲能調試運行期上網電價機制，明確獨立儲能充電電量不承擔輸配電價和政府性基金及附加。完善新型儲能市場化“兩部制”上網電價機制，明確示范項目容量補償費用暫按月度可用容量補償標準的2倍執行。

針對用戶側儲能盈利能力弱的問題，結合國家輸配電價改革，將抽水蓄能容量電費、上網環節線損費用納入分時電價政策執行范圍;結合山東電力系統供需，售電公司零售套餐在高峰、低谷時段峰谷浮動系數約束比例由最低50%調整為最低60%。明確新型儲能在深谷時段充電電量，不再承擔發電機組啟動、發用雙軌制不平衡市場偏差費用，降低新型儲能購電成本。