今年，國內已投運新型儲能項目裝機規模創下歷史新高，但新型儲能利用率低、市場模式單一、盈利能力弱等問題仍然橫亙在行業前行道路中，為業內外廣為關注。
11月13日，山東省能源局發布關于印發《支持新型儲能健康有序發展若干政策措施》(以下簡稱“《措施》”)的通知?！洞胧妨⒆銉δ茉?ldquo;發電側”、“電網側”、“用戶側”三種應用場景，著眼“能用好用”的原則，提出了12項具體措施，充分發揮價格機制，引導新型儲能健康有序發展。
  
      重點來看，此次《措施》的亮點，首先是針對發電側儲能利用率低的問題，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，通過市場化的方式，倒逼新能源企業提高配建儲能利用率。
其中，《措施》特別提到，“新能源場站與配建儲能自愿全電量一體化聯合參與電力市場交易的，在滿足電網安全運行以及同等報價條件下優先出清，新能源與配建儲能作為一個主體聯合結算，促進新能源與配建儲能聯合主體健康發展。”
其次，針對電網側儲能市場模式單一問題，《措施》提出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。
為提高其經濟性，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。
      值得一提的是，為完善儲能市場化“兩部制”上網電價機制，《措施》特別提到，新型儲能作為獨立市場主體參與市場交易，執行基于市場化模式下的“電量電價+容量電價”兩部制上網電價機制：
（1）電量電價。獨立新型儲能充電時作為市場用戶，從電力市場中直接購電；放電時作為發電企業，從電力市場中進行售電。具體充（放）電價格通過市場交易方式形成。
（2）容量電價。新型儲能向電網送電時，可根據月度可用容量獲得容量電價補償，具體補償標準根據當月電力市場供需確定。經省能源局確定的示范項目，補償費用暫按電力市場規則中獨立儲能月度可用容量補償標準的2倍執行。
新型儲能調試運行期上網電量，按照同類型機組當月代理購電市場化采購平均價結算。同類型機組當月未形成代理購電市場化采購電量的，按照最近一次同類型機組月度代理購電市場化采購平均價結算。
最后，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%，提高新型儲能經濟性和盈利能力。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。
據介紹，近年來山東省光伏、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；風電2430.3萬千瓦，居全國第四，隨著新能源占比不斷提高，新能源消納壓力將日益顯現（2022年我省消納率為98.2%）。同時，新能源發電特有的隨機性、間歇性、波動性特點，將對電力系統穩定安全運行帶來新的挑戰。
為此，山東省推動鋰電池、壓縮空氣等新型儲能建設，充分釋放調峰、調頻、爬坡能力，有效應對新能源大規模并網產生的消納問題。目前，山東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，但現階段也存在利用率低、市場模式單一、盈利能力弱等問題，亟需配套相應的市場和價格機制推動發展；同時需加強需求側牽引，有效防范盲目發展、大起大落等問題。        此外，為防范儲能盲目發展，《措施》指出，山東省政策措施主要以市場機制為主，相比單一的財政補貼政策更具可持續性。上述政策措施實施后，一方面將更好調動企業在山東省投資儲能的積極性；另一方面，政策措施堅持需求側牽引，定期測算儲能需求，合理確定布局和投運時序。