储能或参与山东电力辅助服务市场调峰！多省政策均对储能利好

10月20日，国家能源局山东能监局发布《山东电力辅助服务市场运营规则（试行）（2020年修订版）》（征求意见稿），意见稿在发电机组相关定义中新增储能设施、并新增储能设施调峰交易章节内容，其中指出规模在5MW/10MWh及以上独立储能设施、集中式新能源场站配套储能设施等均可参与。

储能设施参与山东电力辅助服务市场，其充放电量的电价、结算按照国家有关规定执行。调用储能设施参与有偿调峰时，若当日发生直调公用火电机组停机调峰，储能设施有偿调峰出清价格按照400元/MWh执行。储能设施有偿调峰辅助服务补偿费用由风电场、光伏电站、核电厂等按场站共同分摊。有偿调峰交易机组调用时，火电机组因参与调峰出力运行至50%及以下时，优先调用储能设施。

近年来，储能行业正被列入到国家战略，构建低碳清洁的能源体系少不了储能，随着风光大规模接入电网，电网的调峰、消纳面临着前所未有的压力。风光配储能，是未来能源可持续发展的必经之路。

截至目前，全国先后有新疆、内蒙古、江西、安徽、湖南、湖北、河南、吉林、辽宁、山西等十几个省（区）发布相关政策，要求或建议新增平价风电、光伏项目配置储能，力促储能在新能源（主要是风、光）发电侧应用。除了省级的号召，各地级市也鼓励创新，“风光+储能”蔚然成风。

各省政策均对储能配置的装机规模、储能时长等提出明确要求。例如，内蒙古要求光伏电站储能容量不低于5%、储能时长在1小时以上；湖北要求风储项目配备的储能容量不得低于风电项目配置容量的10%，且必须与风电项目同时建成投产；山东明确储能配置规模按项目装机规模的20%考虑，储能时间为2小时，与项目本体同步分期建设。各地政策各异，但对发电侧的要求大同小异。

未来的能源形式将是储能连接其他能源，储能的市场潜力巨大，也将在电力改革中发挥关键作用，有文件指出：在“源网荷储一体化”方面，侧重于围绕负荷需求开展，以储能等先进技术和体制机制创新为支撑，以安全、绿色、高效为目标，创新电力生产和消费模式，为构建源网荷高度融合的新一代电力系统探索发展路径，实现源、网、荷、储的深度协同。