11月13日，山東省能源局發(fā)布關(guān)于印發(fā)《支持新型儲能健康有序發(fā)展若干政策措施》的通知，并同時發(fā)布政策解讀。
政策解讀中明確，《政策措施》以市場機制為主，立足儲能在“發(fā)電側(cè)”、“電網(wǎng)側(cè)”、“用戶側(cè)”三種應用場景，提出了12項具體措施。
其中，《政策措施》明確，對于發(fā)電側(cè)，提出以“2030年新能源全面參與電力市場交易”為目標，鼓勵新能源場站與配建儲能全電量參與電力市場交易；對于電網(wǎng)側(cè)，明確新型儲能作為獨立市場主體參與市場交易，執(zhí)行基于市場化模式下的“電量電價+容量電價”兩部制上網(wǎng)電價機制；對于用戶側(cè)，多措并舉擴大峰谷價差，并免除新型儲能分攤，明確新型儲能在深谷時段充電電量，不再承擔發(fā)電機組啟動、發(fā)用雙軌制不平衡市場偏差費用。
出臺背景
近年來山東省光伏、風電等新能源發(fā)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，隨著山東省新能源占比不斷提高，新能源消納壓力將日益顯現(xiàn)（2022年山東省消納率為98.2%）。
同時，新能源發(fā)電特有的隨機性、間歇性、波動性特點，將對山東省電力系統(tǒng)穩(wěn)定安全運行帶來新的挑戰(zhàn)。為此，山東省積極推動鋰電池、壓縮空氣等新型儲能建設，充分釋放調(diào)峰、調(diào)頻、爬坡能力，有效應對新能源大規(guī)模并網(wǎng)產(chǎn)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(tǒng)的重要組成部分，但現(xiàn)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(fā)展；同時需加強需求側(cè)牽引，有效防范盲目發(fā)展、大起大落等問題。
主要內(nèi)容
《政策措施》立足儲能在“發(fā)電側(cè)”、“電網(wǎng)側(cè)”、“用戶側(cè)”三種應用場景，堅持“問題導向”，著眼“能用好用”的原則，提出了12項具體措施，引導新型儲能健康有序發(fā)展。
一是針對發(fā)電側(cè)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(wǎng)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(yè)提高配建儲能利用率。
二是針對電網(wǎng)側(cè)儲能市場模式單一問題，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(zhuǎn)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(jīng)濟性，調(diào)整新型儲能調(diào)試運行期上網(wǎng)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。為鼓勵創(chuàng)新，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(zhí)行。
三是針對用戶側(cè)儲能盈利能力弱的問題，結(jié)合國家輸配電價改革，將“抽水蓄能容量電費”“上網(wǎng)環(huán)節(jié)線損費用”納入分時電價政策執(zhí)行范圍；結(jié)合山東電力系統(tǒng)供需，售電公司零售套餐在高峰、低谷時段峰谷浮動系數(shù)約束比例由最低50%調(diào)整為最低60%，提高新型儲能經(jīng)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(fā)電機組啟動、發(fā)用雙軌制不平衡市場偏差費用，降低新型儲能購電成本。
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(xù)性。上述政策措施實施后，一方面將更好調(diào)動企業(yè)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(cè)牽引，定期測算儲能需求，合理確定布局和投運時序，有助于防范儲能盲目發(fā)展。
詳情如下：
政策解讀中明確，《政策措施》以市場機制為主，立足儲能在“發(fā)電側(cè)”、“電網(wǎng)側(cè)”、“用戶側(cè)”三種應用場景，提出了12項具體措施。
其中，《政策措施》明確，對于發(fā)電側(cè)，提出以“2030年新能源全面參與電力市場交易”為目標，鼓勵新能源場站與配建儲能全電量參與電力市場交易；對于電網(wǎng)側(cè)，明確新型儲能作為獨立市場主體參與市場交易，執(zhí)行基于市場化模式下的“電量電價+容量電價”兩部制上網(wǎng)電價機制；對于用戶側(cè)，多措并舉擴大峰谷價差，并免除新型儲能分攤，明確新型儲能在深谷時段充電電量，不再承擔發(fā)電機組啟動、發(fā)用雙軌制不平衡市場偏差費用。
出臺背景
近年來山東省光伏、風電等新能源發(fā)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，隨著山東省新能源占比不斷提高，新能源消納壓力將日益顯現(xiàn)（2022年山東省消納率為98.2%）。
同時，新能源發(fā)電特有的隨機性、間歇性、波動性特點，將對山東省電力系統(tǒng)穩(wěn)定安全運行帶來新的挑戰(zhàn)。為此，山東省積極推動鋰電池、壓縮空氣等新型儲能建設，充分釋放調(diào)峰、調(diào)頻、爬坡能力，有效應對新能源大規(guī)模并網(wǎng)產(chǎn)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(tǒng)的重要組成部分，但現(xiàn)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(fā)展；同時需加強需求側(cè)牽引，有效防范盲目發(fā)展、大起大落等問題。
主要內(nèi)容
《政策措施》立足儲能在“發(fā)電側(cè)”、“電網(wǎng)側(cè)”、“用戶側(cè)”三種應用場景，堅持“問題導向”，著眼“能用好用”的原則，提出了12項具體措施，引導新型儲能健康有序發(fā)展。
一是針對發(fā)電側(cè)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(wǎng)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(yè)提高配建儲能利用率。
二是針對電網(wǎng)側(cè)儲能市場模式單一問題，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(zhuǎn)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(jīng)濟性，調(diào)整新型儲能調(diào)試運行期上網(wǎng)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。為鼓勵創(chuàng)新，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(zhí)行。
三是針對用戶側(cè)儲能盈利能力弱的問題，結(jié)合國家輸配電價改革，將“抽水蓄能容量電費”“上網(wǎng)環(huán)節(jié)線損費用”納入分時電價政策執(zhí)行范圍；結(jié)合山東電力系統(tǒng)供需，售電公司零售套餐在高峰、低谷時段峰谷浮動系數(shù)約束比例由最低50%調(diào)整為最低60%，提高新型儲能經(jīng)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(fā)電機組啟動、發(fā)用雙軌制不平衡市場偏差費用，降低新型儲能購電成本。
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(xù)性。上述政策措施實施后，一方面將更好調(diào)動企業(yè)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(cè)牽引，定期測算儲能需求，合理確定布局和投運時序，有助于防范儲能盲目發(fā)展。
詳情如下：
