以下是我们对本次政策的逐条点评：

示范项目作为独立储能可参与电力现货市场。新型储能示范项目（以下简称“示范项目”）进入电力现货市场前，充电电量用电价格哲按电网企业代理购电工商业及其他用电类别单一制电价标准执行。进入电力现货市场后，作为独立市场主体参与市场交易。充电时为市场用户，从电力现货市场中直接购电；放电时为发电企业，在电力现货市场进行售电，其相应充电电量不承担输配电价和政府性基金及附加。

点评：本条政策出台，有两点意义：第一，明确独立储能可参与电力市场现货交易。第二，独立储能充电时节省0.18元/KWh左右的成本。以山东为例，平均两小时最高电价约0.7元/kWh左右，平均最低电价是约0.1元/kWh左右，在考虑储能充电时需要承担的容量电价(0.0991元/kWh)，以及现货交易规则下的一些附加成本（约0.02元/kWh）,一个2小时的储能电站实际可获得的充放电电价差约为0.5元/kWh左右

对示范项目参与电力现货市场给予容量补偿。补偿费用暂按电力市场规则中独立储能月度可用容量补偿标准的2倍执行。

点评：

过去：根据《关于开展储能示范应用的实施意见（征求意见稿）》，示范项目参与电力辅助服务报量不报价，在火电机组调峰运行至50%以下时优先调用，按照200元/兆瓦时给予补偿。山东省2020年调峰小时数约1000小时，一个100MW/200MWh的电站，每年充放电需500次，对应的调峰补偿为2000万元/年。

现在：与火电24小时持续放电相比，山东省独立储能电站普遍为2小时的充电时长，考虑到服务时长的不同，目前山东省的独立储能电站按照火电补偿标准的2/24，既1/12补偿。据悉，火电机组的容量补偿费用约360元/kW·年左右，因此在此规则下，储能电站的补偿标准为30元/kW·年，一个100MW/200MWh的储能电站，可获得补偿300万元/年。（参考了公众号：储能与电力市场）。根据此次通知，100MW/200MWh独立储能年度可获得容量补偿将变为600万元/年。

鼓励示范项目发挥技术优势参与辅助服务。鼓励新型储能参与电力辅助服务交易，利用其响应快、效率高、配置灵活、建设周期短等优势，在电力运行中发挥调频、爬坡、黑启动等多项作用，更好地提升新型电力系统的调节能力。辅助服务费用根据《电力辅助服务管理办法》有关规定，由相关发电侧并网主体、电力用户合理分摊。

示范项目容量可在全省范国内租赁使用。本着“公平开放”的原则，示范项目容量应在山东电力交易中心统一登记并开放，由省内新能源企业租赁使用。新能源企业租赁的储能容量视同企业配建的容量。山东电力交易中心按月度组织储能可租赁容量与需求容量租赁撮合交易，交易结果作为新能源企业配置储能容量的依据。电网企业对签订储能租赁合同（租赁周期不低于2年）的新能源企业进行认定后，按照《山东省风电、光伏发电项目并网保障指导意见（试行)》相关规定执行。

点评：本条政策出台，在目前发电侧强配储能经济性一般的情况下，鼓励了“共享储能”这一模式，部分缓解了发电侧风电、光伏投资方的压力。目前，新能源储能容量租赁并不理想，按20%容量完成租赁，租赁标准0.2元/wh年测算，全年容量租赁约800万元。

新能源项目积极配置新型储能设施。在新能源项目并网时，电网企业按照储能容量比例，由高到低安排并网顺序；容量比例相同的情况下，规模比例高的优先并网。在新能源消纳困难时段，按照是否配置储能确定消纳优先级，配置储能的优先消纳（户用分布式，国家扶贫项目除外）。

点评：本条政策出台，意在鼓励发电侧新能源项目投资方多配置储能，来缓解电网消纳的压力。（目前山东政策要求比例10%，时长2h）

鼓励发展大型独立储能电站。对功率不低于3万千瓦、具有法人资格的新建新型储能项目，按照自愿原则，在具备独立计量、控制等技术条件，达到相关标准规范和电力市场运营机构等有关方面要求，并接入调度自动化系统可被电网监控和调度的基础上，可转为独立储能，作为独立主体参与电力市场。以配建形式存在的存量新型储能项目参照上述政策执行。

点评：本条政策出台，鼓励30MW以上的电化学独立储能电站参与电力市场交易或者参与电网辅助服务，以获取更多收益。

支持储能多元化发展。燃煤机组通过“热储能”方式在最小技术出力以下增加的深度调峰容量、燃气机组调峰容量和电解水制氢装机调峰容量，经电力技术监督机构认定后，其容量可在全省范围内租赁使用，用电按照厂用电管理但统计上不计入广用电。

健全完善新型储能项目备案管理。加强顶层设计，科学布局、合理规划，建立省级新型储能项目库。新型储能项目由县级主管部门依据投资有关法律、法规及配套制度实行备案管理，项目备案情况分别报送所在市能源主管部门和省能源局、国家能源局山东监管办。

强化示范项目技术监督。示范项目并网验收前，按照国家能源局《关于加强电化学储能电站安全管理的通知》有关要求，要完成电站主要设备及系统的型式试验、整站调试试验和并网检测。并网运行后，示范项目应接入储能电站集中监管平合，开展在线运行监测。投运的前三年每年应进行涉网性能检测；三年后每年应进行一次包括涉网性能检测衣内的整站检测。未进行检测或检测不合格且拒不整改的，将予以解网。

优化示范项目调度运行机制。在电力供应宽松时段，坚持市场化运行，示范项目日前申报参与电力现货交易相关信息，在电力现货市场中进行集中优化出清，交易中优先出清。为保障电力可靠供应和电网安全稳定，在电力供应紧张等特殊时段，可采取临时统一调度运行的方式，并视情况适当子以补偿。

严格储能容量配置情况考核。对于未按承诺履行新型储能建设责任，或未按承诺比例租赁新型储能容量的新能源企业，按照未完成储能容量对应新能源容量规模的2倍予以扣除其并网发电容量。

建立健全安全管理工作机制。加强沟通协调，会同相关部门按照安全生产 “三管三必须” 原则，建立健全覆盖新型储能电站规划设计、设备选型、施工验收、并网运行、检测监测、应急管理等全过程的安全管理体系。市、县要严格落实属地责任，加强示范项目安全督促指导和监督检查。示范项目业主要严格履行安全生产主体责任，遵守安全生产法律法规和标准规范，落实全员安全生产责任制，建立健全风险分级管控和隐惠排查洽理双重预防体系，保障电站安全稳定运行和健康可持续发展。

本措施自印发之日起实施，有效期至2027年12月31日。