2026年5月，山东能源监管办发布《山东电力市场规则（试行）》(2026年4月修订版)，明确符合条件的新型储能电站可作为独立主体同时参与电能量市场和辅助服务市场，并启动爬坡辅助服务交易、支持虚拟电厂和储能聚合资源参与市场。这意味着山东独立储能的盈利模式将更加多元，其优质调频资源的价值有望真正得到市场化体现。
新型储能是电力系统重要的灵活性资源，与实施灵活性改造后的煤电机组相比，具备响应速度更快、边际调节成本更低、运行环节零排放等优势，已成为提升新能源消纳能力的重要调节资源。“十五五”规划纲要提出，要扎实推进新型储能等关键技术创新，大力发展新型储能并将其作为新型能源体系的核心支撑，正式纳入国家战略性新兴支柱产业。
随着储能产业从规模扩张逐步转向系统价值提升与市场机制完善的新阶段，地方实践的重要性日益凸显。山东既是东部负荷中心之一，也是电力市场改革的先行省和储能规模领先的地区，具备相对成熟的市场机制与商业模式，是新型储能发展从“大”到“强”转型进程中的重要区域样本。
截至2025年底，山东省风光装机超过1.25亿千瓦，占全省电力总装机的比例接近50%，发电量占比约为23.8%，绿电渗透率持续提升。山东省“十五五”规划提出，到2030年全省非化石能源发电装机要达到2亿千瓦左右。随着新能源的大规模快速发展，电力系统对灵活调节资源的需求将大幅增长。
根据自然资源保护协会和山东省科学院能源研究所的合作研究，结合山东可再生能源发展目标与新型电力系统灵活性资源缺口测算，到2030年，山东省新型储能规模将超过3000万千瓦，约为当前规模的3倍，基本实现从“政策驱动”向“市场驱动”的结构性转型，储能行业的可持续商业模式初步形成，成为支撑新型电力系统的关键基础设施。
据山东省能源局统计，截至2025年底，山东新型储能在运规模达到1120万千瓦，同比增长56.1%，占全国8.2%，位居全国前列。2025年，新型储能消纳新能源电量达到36.57亿千瓦时，在促进新能源消纳中发挥着日益重要的作用。受政策导向及独立储能市场化收益机制支撑，目前在运新型储能装机以电网侧独立储能为主，占比超过70%，电源侧配建储能接近25%，用户侧储能占比较低。从技术路线看，新型储能以电化学储能为主体，占比达95%，同时呈现压缩空气、熔盐储能、飞轮储能多元化发展格局。
在收益机制方面，山东新型储能已初步形成由容量租赁、电量交易、容量补偿、辅助服务市场协同支撑的多元化收益体系。以100MW/200MWh存量新型储能电站为例，容量租赁仍是当前最主要的收入来源，收益占比约50%，但随着136号文推动取消强制配储，预计相关需求将明显收缩，收益占比可能快速下降。电量交易收益占比约40%，主要得益于山东在全国率先建立并实施了“五段式”分时电价机制，峰谷价差带来的收益较为可观。容量补偿收益占比约10%，其中部分示范项目可享受两倍补偿。辅助服务市场目前仍处于起步阶段，储能电站暂未获得实际收益，但随着调频、爬坡等辅助服务品种逐步丰富，辅助服务收益有望成为未来新型储能收益增长的重要方向。
山东新型储能规模持续扩大，但在利用率、收益机制和应用场景等方面仍面临不少现实挑战：
新型储能利用率较低。在储能时长方面，2024年山东省新型储能平均储能时长略低于全国2.3小时的平均水平。利用效率方面，2024年全省新型储能等效利用小时数较全国911小时的平均水平低约30%，与同为负荷中心、年均利用小时数超1000小时的浙江和江苏等省份相比，差距尤为明显。这两方面的差距并非单一原因所致：一方面，以2小时短时储能为主的配置结构限制了储能电站可提供的持续调节能力，另一方面，现有的调度方式与市场机制尚未充分激发储能的灵活性价值，导致其整体利用率偏低。
多元化收益模式不成熟。山东新型储能的收益来源虽然呈现多元化趋势，但处于存量收益走弱、增量收益未起的阶段。首先，随着容量租赁市场的收缩，部分储能项目失去了主要收入来源。其次，容量补偿标准多次下调且整体偏低，无法充分体现新型储能的灵活调节价值，进一步压缩了稳定收益空间。再次，电量交易受现货市场价格波动的影响较大，收益预期仍不稳定。同时，电力辅助服务市场虽已纳入调频等品种，为储能参与系统调节开辟了路径，但其市场设计与交易机制仍处于发展完善阶段，短期内难以形成稳定的现金流。当前，辅助服务市场交易仍以调峰为主，对于调频（特别是快速频率响应）、爬坡、转动惯量支撑等更能体现储能技术快速响应、精度更高的高价值服务品种，山东相关市场尚未充分发展，价格形成与补偿机制仍有待完善。
用户侧等应用场景拓展受限。在零售市场端，工商业储能的收益主要依赖峰谷套利。但由于工商业用户多数通过售电公司代理购电，仅极少数用户直接参与电力市场交易，售电公司为保证自身的收益，倾向于设计平滑化电价套餐（即固定电价或波动幅度较小的电价套餐），弱化了市场的分时价格信号传导，导致工商业用户难以感知真实电价波动，投资意愿不足。在电价机制端，在现行两部制电价下，企业的基本电费计收方式通常与每月最大用电负荷挂钩，而不是看用电时段，企业即使选择在低谷时段给储能充电，也可能因为瞬时用电功率增加而推高用户月度最大需量，进而增加容量电费支出，部分抵消削峰填谷带来的收益。
为推动山东从“装机领先”真正转向“市场引领”，充分发挥储能在促进可再生能源消纳中的作用，还需进一步完善相关体制机制，为此提出以下建议：
加强顶层设计，完善差异化引导机制。新型储能已从技术示范阶段迈入规模化、市场化、产业化发展新阶段，亟须通过省级顶层设计破解发展瓶颈，实现与电网、电源及负荷侧协同推进。如加快出台省级新型储能专项规划，统筹布局发电侧、电网侧、用户侧储能应用场景，系统破解山东储能发展在收益模式、技术路径、电网协同等方面面临的深层次矛盾。针对省内电力价值空间分布不均的现状，对胶东负荷中心区、鲁北新能源基地和鲁中调节与枢纽区制定分区储能发展指引。
健全电力市场体系，拓展多元化收益渠道。持续完善辅助服务市场规则，进一步丰富辅助服务市场品种与定价机制。山东已启动调频、爬坡等辅助服务交易，下一步可在现有基础上新增备用、转动惯量、快速调频等更能体现新型储能技术优势的辅助服务品种，建立性能挂钩定价机制，简化交易流程。
完善容量补偿与长期收益机制，探索建立“基础收益+浮动收益”的模式，其中基础收益用于保障项目基本回报，浮动收益则通过市场交易体现调节价值。继续优化现有容量补偿标准，将现行补偿标准与储能的可用容量、放电时长、性能可靠性等指标挂钩，实施“优质优价”。同时，完善容量市场机制，探索长期容量合约等模式，稳定投资回报预期。
此外，山东已在独立储能等部分主体中引入节点价格结算机制，在体现储能区位价值方面进行了积极探索。未来可进一步强化节点价格对优化资源配置的作用，完善价格信号传导机制，逐步扩大节点价格的适用范围，引导储能优化布局、缓解局部电网阻塞。
创新商业模式，探索多元应用场景。推动“新能源+储能”一体化参与市场，通过联合优化出清与结算机制，提升整体收益。统筹分散式、分布式储能资源，以“云储能”等聚合模式统一参与系统调峰、需求响应和电力市场交易，提升分布式储能的运行效率。可结合山东农村分布式光伏发展需求，试点推广“村域共享储能”新模式，破解农村分布式光伏发展痛点；激活用户侧储能资源，推广虚拟电厂（VPP）聚合模式，完善需求响应激励机制，激发用户侧资源调节积极性。
（贾璨系自然资源保护协会能源转型项目专员，冷茜系自然资源保护协会能源转型项目主管，孙荣峰系山东省科学院能源研究所先进能效与能源政策研究室主任、研究员，薛旭方系山东省科学院能源研究所先进能效与能源政策研究室高级工程师）
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