山东发布支持新能源储备健康有序发展若干政策措施

11月13日，山东省能源局发布了《支持新能源储备健康有序发展的若干政策措施》，提到新能源储备作为独立市场实体参与市场交易，并在市场化模式下实施“电量电价 容量电价”两部制上网电价机制。经省能源局确定的示范项目，补偿费暂按电力市场规则中独立储能月可用容量补偿标准的两倍执行。根据该政策，结合山东电力系统的供需，电力销售公司的零售套餐在高峰和低谷的浮动系数约束率从50%调整到60%，扩大了终端用户的高峰和低谷价差，进一步提高了新的储能利用率。并免除新型储能深谷市场分摊费用。并扩大峰谷分时电价政策的实施范围。结合国家输配电价改革，“抽水蓄能电费”“上网环节线损费用”纳入分时电价政策实施范围，进一步降低新型储能购电成本。

此外，该政策还提到，支持独立储能参与中长期市场和现货市场。独立储能电站向电网供电的，不承担相应的输配电价格、政府基金和附加充电，研究开发更适合储能的辅助服务交易品种，逐步开展攀爬、备用、旋转惯性等辅助服务交易。同时，支持独立储能参与中长期市场和现货市场。独立储能电站向电网供电的，不承担相应的输配电价格、政府基金和附加费。同时，政策指出，支持火电建设新储能及其电力参与电力市场，逐步提高新能源在线电力参与电力市场的交易比例，支持分布式储能聚合“云储能”响应调度需求，参与市场交易，促进分布式储能健康发展，鼓励新能源站参与电力市场交易，建设储能全功率。

政策原文如下：

关于印发《关于支持新储能健康有序发展若干政策措施的通知》

鲁发改能源〔2023〕877号

各市发改委(能源局)、国家电网山东电力公司、山东电力交易中心:

现印发《支持新型储能健康有序发展若干政策措施》。请注意落实。

山东省发改委

山东省能源局

山东省国家能源局监管办公室

2023年11月9日

支持新储能健康有序发展若干政策措施

为支持新储能健康有序发展，加强需求侧牵引，根据国家发改委办公厅、国家能源局综合部《关于进一步推进新储能参与电力市场和调度应用的通知》（发展改革办公室）〔2022〕475号)等文件规定，提出以下政策措施。

一、电源侧储能

1.支持火电建设新型储能及其电源，共同参与电力市场。在火电企业内部建成的新型储能项目中，如果站内测量控制等相关系统符合相关技术要求，可以将火电机组视为一个整体，按照现行相关规则参与电力市场交易，上网电价按照市场规则结算。

2.逐步提高新能源互联网电力参与电力市场交易的比例。以“2030年，新能源全面参与电力市场交易”为目标，促进库存新能源联合建设，高比例参与电力市场交易；通过市场化，逐步扩大新能源参与电力市场交易的比例，提高新能源建设的储能利用率和场地综合收入水平。探索基于电力现货市场分时电价信号的分布式光伏分时上网电价机制，支持分布式储能聚合“云储能”响应调度需求，参与市场交易，促进分布式储能的健康发展。

3.鼓励新能源站和配备储能全电源参与电力市场交易。新能源站与配备储能自愿全电源一体化联合参与电力市场交易的，在满足电网安全运行和同等报价的情况下，优先考虑新能源与配备储能的联合结算，促进新能源与配备储能联合主体的健康发展。

二、电网侧储能

4.合理确定储能区的布局和运行时间。省能源局根据省新能源项目推广和电力系统调整能力建设需要，组织国家电网山东电力公司定期计算分区储能建设规模需求，合理确定储能区的布局和运行时间。地方政府应当向省能源局报告制定新的年度储能建设计划。未按要求建设的储能项目，应当及时删除年度建设计划。

5.明确新型储能调试运行期间的上网电价机制。新型储能调试运行期间的上网电量按同类机组当月代理购电市场化采购的平均价格结算。同类机组当月未形成代理购电市场化采购电量的，按同类机组最近一次月度代理购电市场化采购的平均价格结算。

6.完善新型储能市场化“两部制”互联网电价机制。作为独立市场主体，新型储能参与市场交易，在市场化模式下实施“电量电价 容量电价”两部制上网电价机制：

(1)电价。独立新型储能充电时，作为市场用户，直接从电力市场购买电力；放电时，作为发电企业，从电力市场销售电力。具体的充放电价格是通过市场交易形成的。

(2)容量电价。新型储能向电网送电时，可根据月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。省能源局确定的示范项目，补偿费暂按电力市场规则中独立储能月可用容量补偿标准的两倍执行。

7.确保新能源储存和新能源企业能力租赁价格的独立确定。新能源储存容量应在山东电力交易中心统一登记开放，由省内新能源企业租赁使用。租赁价格由双方协商确定，任何单位和个人不得指定交易对象，限制交易条件，干预交易价格，确保租赁交易的公平、公平、开放，确保能源储存能力在全省共享使用。

8.降低新型储能市场化运营成本。支持独立储能参与中长期市场和现货市场。独立储能电站向电网供电的，不承担相应的输配电价格、政府基金和附加费。

9.引导新的储能参与辅助服务市场。充分发挥调节速度快的优势，鼓励独立储能按照电力市场交易规则参与调频辅助服务市场。研究开发更多适合储能的辅助服务交易品种，逐步开展攀爬、备用、旋转惯性等辅助服务交易，支持独立储能在电能市场以外获得更多收入。

三、用户侧储能

10.扩大峰谷分时电价政策的实施范围。结合国家输配电价改革，“抽水蓄能电费”“网络环节线损费用”纳入分时电价政策实施范围，进一步降低新型储能购电成本。

11.扩大电力市场用户零售套餐的约束比例。结合山东电力系统的供需，电力销售公司零售套餐的浮动系数约束比例从最低50%调整到最低60%，扩大了终端用户的价差，进一步提高了新的储能利用率。

12.免除新储能深谷市场分摊费用。新储能在深谷充电时，不再承担发电机组启动和使用双轨系统不平衡的市场偏差成本。发电机组启动和使用双轨系统不平衡市场偏差成本实施月度分摊时，扣除当月新储能深谷用电量，进一步提高新储能经济性。《支持新储能健康有序发展若干政策措施》的政策解释

为充分发挥价格指导作用，支持我省新储能健康发展，省发改委、省能源局、山东能源监督办公室联合发布了《支持新储能健康有序发展的若干政策措施》（以下简称《政策措施》）。

一、出台背景

近年来，我省光伏、风电等新能源发展迅速。截至2023年9月底，新能源和可再生能源已安装8738.3万千瓦(占全省总装机容量的42.8%)，其中光伏528.5万千瓦居全国第一；随着我省新能源比例的不断提高，风电2430.3万千瓦居全国第四。新能源消费压力将日益显现(2022年我省消费率为98.2%)。同时，新能源发电独特的随机性、间歇性和波动性将给我省电力系统的稳定安全运行带来新的挑战。同时，新能源发电独特的随机性、间歇性和波动性将给我省电力系统的稳定和安全运行带来新的挑战。为此，我省积极推进锂电池、压缩空气等新能源储存建设，充分释放峰值调整、频率调整和攀爬能力，有效应对新能源大规模并网造成的消耗问题。目前，我省新储能安装已达到353万千瓦，已成为新电力系统的重要组成部分，但利用率低、市场模式单一、盈利能力弱，迫切需要支持相应的市场和价格机制来促进发展；加强需求侧牵引，有效防止盲目发展、起伏。

二、主要内容

基于储能的“政策措施”“发电侧”、“电网侧”、“用户侧”坚持三种应用场景“问题导向”，着眼“能用好用”提出了引导新型储能健康有序发展的12项具体措施。

一是明确提出发电侧储能利用率低的问题“2030年，新能源全面参与电力市场交易”为目标，逐步提高新能源在线电力参与电力市场交易的比例，鼓励新能源站参与电力市场交易，以市场为导向，迫使新能源企业提高储能利用率。

二是针对电网侧储能市场模式的单一问题，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、旋转惯性等辅助服务交易，支持电能市场以外的独立储能获得更多的收入。为提高其经济性，调整新型储能调试运行期间的互联网电价机制，明确独立储能充电不承担输配电价、政府基金及附加费。为鼓励创新，明确示范项目容量补偿费暂按月度可用容量补偿标准的两倍执行。

三是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，“抽水蓄能电费”“网络环节线损费用”纳入分时电价政策实施范围；结合山东电力系统的供需，销售公司零售套餐在高峰和低谷的浮动系数约束率由最低50%调整为最低60%。提高新型储能的经济性和盈利能力。明确新型储能在深谷充电，不再承担发电机组启动和双轨制不平衡的市场偏差成本，降低新型储能采购成本。

我省的政策措施主要是市场机制，比单一的财政补贴政策更可持续。上述政策措施实施后，一方面将更好地调动企业在我省投资储能的积极性；另一方面，政策措施坚持需求侧牵引，定期计算储能需求，合理确定布局和运营时间，有助于防止储能的盲目发展。