今年，国内已投运新型储能项目装机规模创下历史新高，但新型储能利用率低、市场模式单一、盈利能力弱等问题仍然横亘在行业前行道路中，为业内外广为关注。

11月13日，山东省能源局发布关于印发《支持新型储能健康有序发展若干政策措施》(以下简称“《措施》”)的通知。《措施》立足储能在“发电侧”、“电网侧”、“用户侧”三种应用场景，着眼“能用好用”的原则，提出了12项具体措施，充分发挥价格机制，引导新型储能健康有序发展。

重点来看，此次《措施》的亮点，首先是针对发电侧储能利用率低的问题，明确提出以“2030年新能源全面参与电力市场交易”为目标，逐步提高新能源上网电量参与电力市场交易比例，鼓励新能源场站与配建储能全电量参与电力市场交易，通过市场化的方式，倒逼新能源企业提高配建储能利用率。

其中，《措施》特别提到，“新能源场站与配建储能自愿全电量一体化联合参与电力市场交易的，在满足电网安全运行以及同等报价条件下优先出清，新能源与配建储能作为一个主体联合结算，促进新能源与配建储能联合主体健康发展。”

其次，针对电网侧储能市场模式单一问题，《措施》提出研究更多适合储能的辅助服务交易品种，逐步开展爬坡、备用、转动惯量等辅助服务交易，支持独立储能在电能量市场之外获得更多收益途径。

为提高其经济性，调整新型储能调试运行期上网电价机制，明确独立储能充电电量不承担输配电价和政府性基金及附加。

值得一提的是，为完善储能市场化“两部制”上网电价机制，《措施》特别提到，新型储能作为独立市场主体参与市场交易，执行基于市场化模式下的“电量电价+容量电价”两部制上网电价机制：

（1）电量电价。独立新型储能充电时作为市场用户，从电力市场中直接购电；放电时作为发电企业，从电力市场中进行售电。具体充（放）电价格通过市场交易方式形成。

（2）容量电价。新型储能向电网送电时，可根据月度可用容量获得容量电价补偿，具体补偿标准根据当月电力市场供需确定。经省能源局确定的示范项目，补偿费用暂按电力市场规则中独立储能月度可用容量补偿标准的2倍执行。

新型储能调试运行期上网电量，按照同类型机组当月代理购电市场化采购平均价结算。同类型机组当月未形成代理购电市场化采购电量的，按照最近一次同类型机组月度代理购电市场化采购平均价结算。

最后，针对用户侧储能盈利能力弱的问题，结合国家输配电价改革，将“抽水蓄能容量电费”“上网环节线损费用”纳入分时电价政策执行范围；结合山东电力系统供需，售电公司零售套餐在高峰、低谷时段峰谷浮动系数约束比例由最低50%调整为最低60%，提高新型储能经济性和盈利能力。明确新型储能在深谷时段充电电量，不再承担发电机组启动、发用双轨制不平衡市场偏差费用，降低新型储能购电成本。

据介绍，近年来山东省光伏、风电等新能源发展迅猛，截至2023年9月底,新能源和可再生能源装机已达8738.3万千瓦(占全省总装机容量的42.8%)，其中光伏5228.5万千瓦，居全国第一；风电2430.3万千瓦，居全国第四，随着新能源占比不断提高，新能源消纳压力将日益显现（2022年我省消纳率为98.2%）。同时，新能源发电特有的随机性、间歇性、波动性特点，将对电力系统稳定安全运行带来新的挑战。

为此，山东省推动锂电池、压缩空气等新型储能建设，充分释放调峰、调频、爬坡能力，有效应对新能源大规模并网产生的消纳问题。目前，山东省新型储能装机已达353万千瓦，成为新型电力系统的重要组成部分，但现阶段也存在利用率低、市场模式单一、盈利能力弱等问题，亟需配套相应的市场和价格机制推动发展；同时需加强需求侧牵引，有效防范盲目发展、大起大落等问题。

此外，为防范储能盲目发展，《措施》指出，山东省政策措施主要以市场机制为主，相比单一的财政补贴政策更具可持续性。上述政策措施实施后，一方面将更好调动企业在山东省投资储能的积极性；另一方面，政策措施坚持需求侧牵引，定期测算储能需求，合理确定布局和投运时序。