政策解读中明确，《政策措施》以市场机制为主，立足储能在“发电侧”、“电网侧”、“用户侧”三种应用场景，提出了12项具体措施。
其中，《政策措施》明确，对于发电侧，提出以“2030年新能源全面参与电力市场交易”为目标，鼓励新能源场站与配建储能全电量参与电力市场交易；对于电网侧，明确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；对于用户侧，多措并举扩大峰谷价差，并免除新型储能分摊，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。
出台背景
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，随着山东省新能源占比不断提高，新能源消纳压力将日益显现（2022年山东省消纳率为98.2%）。
同时，新能源发电特有的随机性、间歇性、波动性特点，将对山东省电力系统稳定安全运行带来新的挑战。为此，山东省积极推动锂电池、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。
主要内容
《政策措施》立足储能在“发电侧”、“电网侧”、“用户侧”三种应用场景，坚持“问题导向”，着眼“能用好用”的原则，提出了12项具体措施，引导新型储能健康有序发展。
一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。
二是针对电网侧储能市场模式单一问题，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、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。为鼓励创新，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。
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，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。
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，有助于防范储能盲目发展。
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