省发展改革委等部门近日联合印发《支持新型储能健康有序发展若干政策措施》，立足储能在发电侧、电网侧、用户侧的三种应用场景，以市场机制为主，充分发挥价格引导作用，支持全省新型储能健康发展。

　　近年来，我省光伏、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，居全国第一位；风电2430.3万千瓦，居全国第四位。

　　“为应对新能源发电随机性、间歇性、波动性等特点对全省电力系统稳定安全运行带来的挑战，我省积极推动锂电池、压缩空气等新型储能建设，有效应对新能源大规模并网产生的消纳问题。”省能源局相关负责人介绍。目前，全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，但现阶段存在利用率低、市场模式单一、盈利能力弱等问题。

　　针对发电侧储能利用率低的问题，《政策措施》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，通过市场化方式，倒逼新能源企业提高配建储能利用率。

　　针对电网侧储能市场模式单一问题，将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。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。完善新型储能市场化“两部制”上网电价机制，明确示范项目容量补偿费用暂按月度可用容量补偿标准的2倍执行。

　　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%。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。（记者 杨烨莹）