近日，山东能源局发布“奋力书写储能高质量发展的山东答卷丨打造抽水蓄能+电化学储能+压缩空气储能新高地”主题文章，对山东省储能的情况进行了全面的总结，包括储能项目投运情况、技术应用情况、政策情况、应用模式以及产业链情况等。

截止目前，山东在运储能规模达到511万千瓦。其中，在运抽水蓄能装机310万千瓦。在运电化学储能项目67个，规模200万千瓦。在运压缩空气储能项目1个，规模1万千瓦。另外山东省还拥有在建电化学储能项目17个，规模180万千瓦；在建压缩空气储能项目1个，规模30万千瓦，年内拟开工项目2个，规模95万千瓦。

在储能配套政策方面，出台示范应用实施意见，配套制定行动方案、若干措施，以点带面探索发展路径，形成“实施意见+行动方案+若干措施+示范项目”总体布局。

(资料图片仅供参考)

市场化机制方面，以电量交易、容量补偿、容量租赁等方式，疏导储能运营成本；优化储能调运，根据电力运行实际实行自调度和统一调度；创新“储能优先”，将储能配置作为集中式风电、光伏项目并网首要条件，按照比例高低排序依次保障并网；另外，还实施地方标准4项、立项8项，《山东省电化学储能电站消防设计审查和消防验收技术导则》《电化学储能发电工程检测规程》等填补相关领域空白。

在技术路线上，坚持电化学、压缩空气、制氢储氢等多种模式齐头并进:华电莱城储能项目，“高压级联+集中液冷”；三峡能源庆云储能电站，液冷储能系统；济宁微山县储能调峰电站示范项目，“风冷锂离子电池+液冷锂离子电池+固态电池”技术;肥城10兆瓦先进压缩空气储能示范项目。

在独立共享方面，2021年，在海阳、庆云、滕州、黄台、孟家，建成总装机规模502兆瓦/1032兆瓦时电化学调峰类储能示范项目5个；2022年，在微山、郯城、山亭、台儿庄，建成总装机规模400兆瓦/800兆瓦时电化学调峰类储能示范项目；截至目前，在沂水、寒亭、鄄城、莱芜，建成总装机规模350兆瓦/700兆瓦时电化学调峰类储能示范项目。

在新能源配储方面，引导新增风电、光伏发电项目租赁或配建储能设施，截至4月底，山东省配建储能达到1465兆瓦。

在火储联合调频方面，大唐临清、华电莱城两个调频项目累计参与调频辅助服务967台次、完成调节里程1055万兆瓦，相关燃煤机组调频能力指标KPD值由2.0左右提升至3.0左右。

在商业模式方面：国家电投海阳储能电站，首次采用自主开发储能现货辅助决策系统预测电价，制订次日充放电方案，实现以自调度模式参与电力现货市场；华电滕州公司对接山东省电力调控中心和交易中心，利用独立储能设施用电特性，优化调整平台申报约束信息，成功提交电能量申报信息；三峡新能源庆云建立“日跟踪、日协调、周总结”电力市场交易机制，参与电力辅助、电网调峰、储能容量租赁等服务；华能济南黄台储能电站，根据季节特点及现货市场实际，探索单充单放、两充两放、小功率充放及分段充放结合模式，有效提升运行效率及收益；莱芜孟家储能电站，依托储能市场化交易运营管理平台，分析不同电力市场环境，实现电价、电价分布概率等数据精准预测。

截至目前，上述5家储能电站通过市场机制发现储能价值，先后充、放电2312次，累计充电量36258千瓦时，放电量29008千瓦时。

山东能源局指出：将开展多元化应用试点：以“储能+海上新能源”为重点，建立储能统筹布局、合作建设新模式；以“冷热双储+火电”为重点，试点推动传统电源向综合能源供应站转变；以液态压缩空气储能等技术为重点，试验一批中小型储能电站。

完善市场化运营机制。制定长时储能支持政策，加大容量租赁支持力度，推动新能源和储能联合参与市场。

完善虚拟电厂入市政策，细化辅助服务补偿机制。试点推进压缩空气储能建设。坚持科学规划、试点先行，实施优先列入示范、加大容量补偿、落实输配电价、参与现货交易等一揽子支持政策，加快压缩空气储能规模化推广应用。到2025年，在运规模达到100万千瓦左右；到2027年，达到200万千瓦。

加快推进电化学储能建设。实施“百万千瓦”行动计划，力争每年新开工项目100万千瓦以上、建成100万千瓦左右。到2025年，在运规模达到500万千瓦左右；到2027年，达到600万千瓦。

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