山东：液流电站按2倍容量参与电力交易，容量核算与放电时长挂钩，收益是普通储能的两倍。

文摘 2024-12-21 17:00 山西

12月19日，山东省人民政府办公厅发布《关于健全完善新能源消纳体系机制促进能源高质量发展的若干措施》的通知。

其中指出：支持压缩空气等长时储能发展。鼓励建设压缩空气、可再生能源制氢、液流电池等长时储能项目，符合条件的优先列入全省新型储能项目库，建成后优先接入电网；支持长时储能项目参与电力现货市场交易，入库项目按照核准容量的2倍计算储能容量。

加快推进电化学储能项目建设。鼓励发展集中式电化学储能，建设储能容量租赁交易平台，租赁集中式储能的新能源项目优先纳入年度市场化并网项目名单。配建储能项目单个规模原则上不低于3万千瓦，鼓励与新能源项目联合参与电力市场交易。完善储能参与电力市场规则，建立“一体多用、分时复用”交易模式。

根据山东省的政策文件和相关解读，长时储能按2倍容量参与电力现货市场交易的计算方式主要体现在对长时储能项目的容量补偿上。具体来说：

容量补偿标准：对于列为试点项目的长时储能，参与电力现货交易时，其补偿费用暂按其每日可用容量补偿标准的2倍执行。这意味着长时储能项目在电力现货市场中的容量补偿收益是普通储能项目的两倍。

容量补偿计算：2024年4月，山东发布的《山东电力市场规则(试行)》（以下简称“规则”）中，对新型储能电站的日可用容量进行了详细的规定，计算公式如下：

该公式将新型储能电站的放电时长考虑在内，意味着放电时间越长，H值越大，核准的日可用容量就越高，利好长时储能技术。而且当前政策下可用容量的计算并不考虑储能电站每天的实际运行时长，在每天内只要有运行放电，则可全额获得当天的容量补偿费用。

政策优惠：2023年山东能源局印发了《关于支持长时储能试点应用的若干措施》的通知，在细化输配电价政策中，长时储能试点项目作为独立储能向电网送电时，其相应充电电量（含损耗部分）不承担输配电价和政府性基金及附加，这进一步降低了长时储能项目的成本，提高了其市场竞争力。

山东是国内首批参与电力现货市场试点建设的地区之一，也是国内首个独立储能电站参与电力现货市场的省份，山东省积极引导储能电站参与电力市场交易，多种收益方式并举，经济性效益明显。

以下为原文

关于健全完善新能源消纳体系机制促进能源高质量发展的若干措施

　　为全面贯彻党的二十届三中全会精神，进一步深化能源电力体制机制改革，全面提升新能源消纳能力，推动新能源规模化高水平利用，加快打造能源绿色低碳转型示范区，制定如下措施。

一、深化电力市场化改革

　　（一）稳步推动新能源入市。完善电力现货市场建设，分类、逐步提高新能源市场化交易比例。2025年到2026年，新增风电项目（含分散式风电，下同）可自主选择全电量或30%发电量参与电力市场，新增光伏发电项目（含分布式光伏，下同）可自主选择全电量或15%发电量参与电力市场，实施过程中根据国家政策要求变化优化调整；2030年起，新增风电、光伏发电项目实现全面入市。（省能源局牵头，省发展改革委、国家能源局山东监管办、国网山东省电力公司按职责分工负责）

　　（二）畅通绿证交易服务渠道。依托专业机构，探索建立绿色电力证书交易服务平台，开展绿证交易数据分析、政策研究、宣传推广等工作，为市场主体参与绿证交易提供供需对接、技术支持、市场研判等服务。（省能源局牵头，省发展改革委、国家能源局山东监管办、国网山东省电力公司配合）

　　（三）积极扩大绿电绿证交易规模。探索实施重点用能单位化石能源消费预算管理，超过预算部分通过购买绿电绿证进行抵消。引导重点用能企业参与绿证交易，对电解铝行业绿色电力消费比例进行监测，完成情况以绿证作为核算依据。（省发展改革委、省能源局、省工业和信息化厅、国家能源局山东监管办按职责分工负责）

二、创新开发利用模式

　　（四）有序推进源网荷储一体化。支持企业因地制宜采用新能源就近直供、绿电交易、虚拟电厂、新能源自发自用等4种模式，依托电力市场交易平台和“云大物移智链边”等技术，开展源网荷储一体化工作，通过电源、用电负荷、电网、储能的多方协同互动，充分挖掘用电负荷侧的调节消纳能力，打造新能源消纳新模式。（省能源局牵头，省发展改革委、国家能源局山东监管办、国网山东省电力公司配合）

　　（五）探索新能源电力供应新模式。对有绿电需求的产业园区或出口型企业，支持采取物理或虚拟方式，创新新能源电力供给模式，探索建设一批绿电产业园；原则上供电线路由电网公司投资建设，输配电价及相关费用按国家政策规定执行。鼓励新能源发电企业与出口型企业签订电力中长期合同，新能源发电量由出口型企业全部消纳。（省能源局牵头，省发展改革委、国家能源局山东监管办、国网山东省电力公司配合）

　　（六）探索推进“风光氢氨醇”一体化开发。依托鲁北大型风光基地、海上风电基地等新能源规模化开发，探索建设可作为调峰资源的绿氢（氨、醇）项目，支持参与储能租赁市场。支持“风光氢氨醇”项目整体化推进，按照国家、省有关要求实行一体化核准（备案），配建的合成氨、合成甲醇部分，不受“两高”行业减量替代政策限制。（省能源局、省发展改革委牵头，省工业和信息化厅、国网山东省电力公司配合）

　　（七）探索推动虚拟电厂建设。推动综合能源管理服务商、售电公司等开展虚拟电厂业务，聚合源荷储资源，高质量常态化参与电力系统调节。鼓励新建虚拟电厂纳入全省试验项目，研究相关支持政策。（省发展改革委、省能源局牵头，国家能源局山东监管办配合）

三、构建新型调节体系

　　（八）强化煤电基础调节地位。提高大型清洁高效煤电机组调峰能力，新建纯凝和抽凝煤电机组最小技术出力应不高于20%和30%额定负荷。加快存量煤电机组灵活性改造，按改造后新增深调能力10%×8小时的标准折算储能容量，作为新建新能源项目配套储能。鼓励煤电机组通过配建电锅炉储热设施、熔盐储热等设施增加深度调峰能力，相关设施建设在发电企业计量出口内的，其用电按照厂用电管理但统计上不计入厂用电。（省能源局牵头，省发展改革委配合）

　　（九）提速抽水蓄能电站开发。鼓励抽水蓄能投资主体多元化，支持具有开发资质的企业参与项目开发建设。在负荷中心、新能源基地、核电基地等开展“源网荷蓄”“风光核蓄”试点，打造多场景开发模式。支持抽水蓄能电站参与电力现货市场，抽水电价、上网电价按电力现货市场价格及规则结算，提升电站收益水平。（省能源局牵头，省发展改革委、国家能源局山东监管办配合）

　　（十）加快推进电化学储能项目建设。鼓励发展集中式电化学储能，建设储能容量租赁交易平台，租赁集中式储能的新能源项目优先纳入年度市场化并网项目名单。配建储能项目单个规模原则上不低于3万千瓦，鼓励与新能源项目联合参与电力市场交易。完善储能参与电力市场规则，建立“一体多用、分时复用”交易模式。（省能源局牵头，省发展改革委、国家能源局山东监管办配合）

　　（十一）支持压缩空气等长时储能发展。鼓励建设压缩空气、可再生能源制氢、液流电池等长时储能项目，符合条件的优先列入全省新型储能项目库，建成后优先接入电网；支持长时储能项目参与电力现货市场交易，入库项目按照2倍容量折算储能容量。（省能源局牵头，省发展改革委、国家能源局山东监管办配合）

　　（十二）推进分布式储能建设。在新能源消纳能力不足区域开展分布式储能建设，支持接入相应配电网，以“云储能”方式聚合参与电力市场交易，享受集中式储能示范项目容量补偿政策，并可在所在县（市、区）内实施新增分布式新能源储能容量租赁。研究出台云储能省级地方标准，进一步规范云储能项目发展。（省能源局牵头，省发展改革委、省市场监管局、国家能源局山东监管办配合）

　　（十三）提升燃机应急调峰能力。持续优化调整燃机容量电价、气量气价等支持政策，公用燃机参与现货市场按照《山东电力市场规则（试行）》给予特殊机组补偿。重型燃机项目运行满一年后，由第三方机构核定实际调峰能力与参与调峰时长。2027年前投产的项目，若参与调峰时长达到独立电化学储能项目平均水平的，可按核定调峰能力×8小时折算储能容量，视作新能源项目配套储能。（省能源局牵头，省发展改革委配合）

四、强化电网配置作用

　　（十四）加快主干网架建设。统筹新能源消纳需求和核电、风电、光伏发电等项目规划建设进度，适度超前谋划电网规划建设。加快推进烟威输变电、威海站、招远及后续核电厂址送出等1000千伏特高压工程建设，补强半岛北、半岛南500千伏网架结构，满足胶东地区核电、海上风电送出需求。规划布局1000千伏特高压滨州站，加快推进高地、渤海等500千伏电网工程建设，满足鲁北地区风电、光伏发电送出需求。到2025年，全省特高压、500千伏电网分别形成“五交三直”“六横四纵”网架结构；到2030年，分别形成“九交四直”“六横六纵”网架结构。（省能源局牵头，省发展改革委、国网山东省电力公司配合）

　　（十五）推动配电网改造升级。结合城市规划及充电基础设施建设，全面开展城市配电网扩容和升级改造，逐步提高配电网韧性。加快推动农村电网升级改造，持续优化网架结构，促进分布式新能源就近消纳。到2025年，全省电网分布式光伏接入能力达到5500万千瓦左右，到2030年，达到8000万千瓦左右。（省能源局牵头，省发展改革委、国网山东省电力公司配合）

　　（十六）试点建设分布式智能电网。落实配电网高质量发展行动实施方案要求，以大电网末端、新能源富集乡村、高比例新能源供电园区等为重点，充分利用风、光、天然气等清洁能源，探索建设一批分布式智能电网项目，以点带面促进分布式电网建设，形成分布式和大电网兼容并存的电网格局。（省能源局牵头，省发展改革委、国网山东省电力公司配合）

　　（十七）加强智慧化调度运行。适应大规模高比例新能源和新型主体对电力调度的新要求，全面推进调度方式、机制和管理的优化调整。综合应用“云大物移智链边”等技术，提升电网智能化自动化水平，支撑新能源发电、新型储能、多元化负荷大规模友好接入。加强配电网调度智能化建设和信息安全防护系统建设，全面提升可观可测、可调可控能力，逐步构建主配微网协同的新型有源配电网调度模式。（省能源局、省发展改革委牵头，国网山东省电力公司配合）

　　（十八）提升新能源涉网性能。科学安排新能源开发布局、投产时序和消纳方向，加强新能源与配套电网建设的协同力度，新能源项目涉网性能应满足电力系统要求。对采用提升涉网性能技术的新能源项目，在市场化并网项目申报、保障性项目竞争性配置工作中予以支持。（省能源局牵头，国网山东省电力公司配合）

五、加强要素保障支撑

　　（十九）开展新能源资源普查。根据国土空间规划，结合年度国土变更调查成果、国家用海政策调整等管控要求，深入开展全省风电和光伏发电资源普查工作，摸清风光资源底数，谋划一批建设条件较好、可落地可实施的风电光伏发电储备场址，为新能源规模化、可持续开发奠定基础。强化省级财政支持，提供必要资金保障。（省发展改革委、省能源局牵头，省财政厅、省自然资源厅、省生态环境厅、省交通运输厅、省水利厅、省海洋局配合）

　　（二十）加大用地用海保障。坚持“项目跟着规划走、要素跟着项目走”，支持符合条件的重点新能源、储能项目纳入省级重点项目库，强化土地、用海等要素创新保障。完善新能源用地政策措施，保障新能源开发利用合理的用地空间需求。完善用海分级审批和协同推进机制，对完成省级竞争性配置的海上新能源项目，依法依规加快用海审批手续办理。（省发展改革委、省自然资源厅、省能源局、省海洋局按职责分工负责）

　　（二十一）加强财税金融支持。鼓励各级财政部门加强资金统筹，加大新能源领域科技创新、试点示范和重点项目开发等资金支持。支持符合条件的新能源项目申报地方政府债券。丰富绿色金融产品服务，综合运用绿色信贷、绿色债券和绿色保险等绿色金融产品，满足能源企业资金需求。（省发展改革委、省财政厅、省科技厅、省能源局、省委金融办、中国人民银行山东省分行、山东金融监管局、青岛金融监管局按职责分工负责）

　　（二十二）优化项目接网服务。鼓励电网企业优化内部流程，建立新能源项目接网一站式服务平台，提供新能源项目可用接入点、可接入容量、技术规范等信息，采取“线上受理”“一次告知”等方式受理接入电网申请，进一步压缩接网申请受理、方案答复等环节办理时间，提高接网服务效率。（省能源局牵头，国网山东省电力公司配合）

　　（二十三）强化资源高效配置。充分发挥绿电吸引作用，探索建立新能源+产业协同发展机制，支持填补产业链空白的高端产业与新能源项目一体规划实施，助推产业结构优化升级。（省发展改革委、省能源局牵头，省工业和信息化厅、国网山东省电力公司配合）

六、营造良好发展环境

　　（二十四）全面加强组织领导。将党的领导贯穿到改革创新的全过程和各环节，全面调动能源建设、运营主体积极性。省发展改革委、省能源局会同有关部门，加强新能源消纳监测分析和预警，积极开展绿色电力消费宣传，强化部门会商，及时解决困难问题，统筹做好新能源消纳工作。健全完善和谐包容开放的发展体制机制，促进部门、地方、企业相互支持、协同配合，积极构建政策友好、产业友好、生态友好的新能源发展体系，打造友好服务氛围，加快推动能源高质量发展。

　　本措施自印发之日起施行，现行相关规定与本措施不一致的，以本措施为准。国家另有规定的，从其规定。

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