11月13日，為充分發(fā)揮價(jià)格引導(dǎo)作用，支持山東省新型儲能健康發(fā)展，省發(fā)展改革委、省能源局、山東能源監(jiān)管辦聯(lián)合印發(fā)了《支持新型儲能健康有序發(fā)展若干政策措施》（以下簡稱《政策措施》）。
近年來山東省光伏、風(fēng)電等新能源發(fā)展迅猛。
截至2023年9月底，新能源和可再生能源裝機(jī)已達(dá)8738.3萬千瓦(占全省總裝機(jī)容量的42.8%)，其中光伏5228.5萬千瓦，居全國第一；風(fēng)電2430.3萬千瓦，居全國第四。
隨著山東省新能源占比不斷提高，新能源消納壓力將日益顯現(xiàn)（2022年山東省消納率為98.2%）。目前，山東省新型儲能裝機(jī)已達(dá)353萬千瓦。
為引導(dǎo)新型儲能健康有序發(fā)展，《政策措施》立足儲能在“發(fā)電側(cè)”、“電網(wǎng)側(cè)”、“用戶側(cè)”三種應(yīng)用場景，提出了12項(xiàng)具體措施。
其中重點(diǎn)內(nèi)容如下：
電源側(cè)儲能
（一）支持火電配建新型儲能與所屬電源聯(lián)合參與電力市場，上網(wǎng)電價(jià)按市場規(guī)則結(jié)算。
（二）明確提出以“2030年新能源全面參與電力市場交易”為目標(biāo)，逐步提高新能源上網(wǎng)電量參與電力市場交易比例。
（三）鼓勵(lì)新能源場站與配建儲能全電量參與電力市場交易，通過市場化的方式，倒逼新能源企業(yè)提高配建儲能利用率。
電網(wǎng)側(cè)儲能
（一）合理確定儲能區(qū)域布局和投運(yùn)時(shí)序。省能源局組織國網(wǎng)山東省電力公司根據(jù)全省新能源項(xiàng)目推進(jìn)、電力系統(tǒng)調(diào)節(jié)能力建設(shè)需求，定期測算分地區(qū)儲能建設(shè)規(guī)模需求。
（二）降低新型儲能市場化運(yùn)行成本，并提高經(jīng)濟(jì)性。調(diào)整新型儲能調(diào)試運(yùn)行期上網(wǎng)電價(jià)機(jī)制，保障新型儲能與新能源企業(yè)自主確定容量租賃價(jià)格，明確獨(dú)立儲能充電電量不承擔(dān)輸配電價(jià)和政府性基金及附加。
（三）新型儲能作為獨(dú)立市場主體參與市場交易，執(zhí)行基于市場化模式下的“電量電價(jià)+容量電價(jià)”兩部制上網(wǎng)電價(jià)機(jī)制：
電量電價(jià)。獨(dú)立新型儲能充電時(shí)作為市場用戶，從電力市場中直接購電；放電時(shí)作為發(fā)電企業(yè)，從電力市場中進(jìn)行售電。具體充（放）電價(jià)格通過市場交易方式形成。
容量電價(jià)。新型儲能向電網(wǎng)送電時(shí)，可根據(jù)月度可用容量獲得容量電價(jià)補(bǔ)償，具體補(bǔ)償標(biāo)準(zhǔn)根據(jù)當(dāng)月電力市場供需確定。經(jīng)省能源局確定的示范項(xiàng)目，補(bǔ)償費(fèi)用暫按電力市場規(guī)則中獨(dú)立儲能月度可用容量補(bǔ)償標(biāo)準(zhǔn)的2倍執(zhí)行。
（四）提出研究更多適合儲能的輔助服務(wù)交易品種，逐步開展爬坡、備用、轉(zhuǎn)動慣量等輔助服務(wù)交易，支持獨(dú)立儲能在電能量市場之外獲得更多收益途徑。
用戶側(cè)儲能
（一）針對用戶側(cè)儲能盈利能力弱的問題，結(jié)合國家輸配電價(jià)改革，將“抽水蓄能容量電費(fèi)”“上網(wǎng)環(huán)節(jié)線損費(fèi)用”納入分時(shí)電價(jià)政策執(zhí)行范圍，降低新型儲能購電成本。
（二）擴(kuò)大電力市場用戶零售套餐約束比例。結(jié)合山東電力系統(tǒng)供需，售電公司零售套餐在高峰、低谷時(shí)段峰谷浮動系數(shù)約束比例由最低50%調(diào)整為最低60%，提高新型儲能經(jīng)濟(jì)性和盈利能力。
（三）免除新型儲能深谷時(shí)段市場分?jǐn)傎M(fèi)用。明確新型儲能在深谷時(shí)段充電電量，不再承擔(dān)發(fā)電機(jī)組啟動、發(fā)用雙軌制不平衡市場偏差費(fèi)用。
原文如下：
近年來山東省光伏、風(fēng)電等新能源發(fā)展迅猛。
截至2023年9月底，新能源和可再生能源裝機(jī)已達(dá)8738.3萬千瓦(占全省總裝機(jī)容量的42.8%)，其中光伏5228.5萬千瓦，居全國第一；風(fēng)電2430.3萬千瓦，居全國第四。
隨著山東省新能源占比不斷提高，新能源消納壓力將日益顯現(xiàn)（2022年山東省消納率為98.2%）。目前，山東省新型儲能裝機(jī)已達(dá)353萬千瓦。
為引導(dǎo)新型儲能健康有序發(fā)展，《政策措施》立足儲能在“發(fā)電側(cè)”、“電網(wǎng)側(cè)”、“用戶側(cè)”三種應(yīng)用場景，提出了12項(xiàng)具體措施。
其中重點(diǎn)內(nèi)容如下：
電源側(cè)儲能
（一）支持火電配建新型儲能與所屬電源聯(lián)合參與電力市場，上網(wǎng)電價(jià)按市場規(guī)則結(jié)算。
（二）明確提出以“2030年新能源全面參與電力市場交易”為目標(biāo)，逐步提高新能源上網(wǎng)電量參與電力市場交易比例。
（三）鼓勵(lì)新能源場站與配建儲能全電量參與電力市場交易，通過市場化的方式，倒逼新能源企業(yè)提高配建儲能利用率。
電網(wǎng)側(cè)儲能
（一）合理確定儲能區(qū)域布局和投運(yùn)時(shí)序。省能源局組織國網(wǎng)山東省電力公司根據(jù)全省新能源項(xiàng)目推進(jìn)、電力系統(tǒng)調(diào)節(jié)能力建設(shè)需求，定期測算分地區(qū)儲能建設(shè)規(guī)模需求。
（二）降低新型儲能市場化運(yùn)行成本，并提高經(jīng)濟(jì)性。調(diào)整新型儲能調(diào)試運(yùn)行期上網(wǎng)電價(jià)機(jī)制，保障新型儲能與新能源企業(yè)自主確定容量租賃價(jià)格，明確獨(dú)立儲能充電電量不承擔(dān)輸配電價(jià)和政府性基金及附加。
（三）新型儲能作為獨(dú)立市場主體參與市場交易，執(zhí)行基于市場化模式下的“電量電價(jià)+容量電價(jià)”兩部制上網(wǎng)電價(jià)機(jī)制：
電量電價(jià)。獨(dú)立新型儲能充電時(shí)作為市場用戶，從電力市場中直接購電；放電時(shí)作為發(fā)電企業(yè)，從電力市場中進(jìn)行售電。具體充（放）電價(jià)格通過市場交易方式形成。
容量電價(jià)。新型儲能向電網(wǎng)送電時(shí)，可根據(jù)月度可用容量獲得容量電價(jià)補(bǔ)償，具體補(bǔ)償標(biāo)準(zhǔn)根據(jù)當(dāng)月電力市場供需確定。經(jīng)省能源局確定的示范項(xiàng)目，補(bǔ)償費(fèi)用暫按電力市場規(guī)則中獨(dú)立儲能月度可用容量補(bǔ)償標(biāo)準(zhǔn)的2倍執(zhí)行。
（四）提出研究更多適合儲能的輔助服務(wù)交易品種，逐步開展爬坡、備用、轉(zhuǎn)動慣量等輔助服務(wù)交易，支持獨(dú)立儲能在電能量市場之外獲得更多收益途徑。
用戶側(cè)儲能
（一）針對用戶側(cè)儲能盈利能力弱的問題，結(jié)合國家輸配電價(jià)改革，將“抽水蓄能容量電費(fèi)”“上網(wǎng)環(huán)節(jié)線損費(fèi)用”納入分時(shí)電價(jià)政策執(zhí)行范圍，降低新型儲能購電成本。
（二）擴(kuò)大電力市場用戶零售套餐約束比例。結(jié)合山東電力系統(tǒng)供需，售電公司零售套餐在高峰、低谷時(shí)段峰谷浮動系數(shù)約束比例由最低50%調(diào)整為最低60%，提高新型儲能經(jīng)濟(jì)性和盈利能力。
（三）免除新型儲能深谷時(shí)段市場分?jǐn)傎M(fèi)用。明確新型儲能在深谷時(shí)段充電電量，不再承擔(dān)發(fā)電機(jī)組啟動、發(fā)用雙軌制不平衡市場偏差費(fèi)用。
原文如下：
關(guān)于印發(fā)《支持新型儲能健康有序發(fā)展若干政策措施》的通知
魯發(fā)改能源〔2023〕877號
各市發(fā)展改革委（能源局），國網(wǎng)山東省電力公司，山東電力交易中心：
現(xiàn)將《支持新型儲能健康有序發(fā)展若干政策措施》印發(fā)給你們，請抓好貫徹落實(shí)。
山東省發(fā)展和改革委員會
山東省能源局
國家能源局山東監(jiān)管辦公室
2023年11月9日
山東省能源局
國家能源局山東監(jiān)管辦公室
2023年11月9日
支持新型儲能健康有序發(fā)展若干政策措施
為支持新型儲能健康有序發(fā)展，加強(qiáng)需求側(cè)牽引，根據(jù)國家發(fā)展改革委辦公廳、國家能源局綜合司《關(guān)于進(jìn)一步推動新型儲能參與電力市場和調(diào)度運(yùn)用的通知》（發(fā)改辦運(yùn)行〔2022〕475號）等文件規(guī)定，提出以下政策措施。
一、電源側(cè)儲能
1.支持火電配建新型儲能與所屬電源聯(lián)合參與電力市場。在火電企業(yè)內(nèi)部以配建形式建成的新型儲能項(xiàng)目，在站內(nèi)計(jì)量、控制等相關(guān)系統(tǒng)符合有關(guān)技術(shù)要求情況下，可與火電機(jī)組視為一個(gè)整體，按照現(xiàn)有相關(guān)規(guī)則參與電力市場交易，上網(wǎng)電價(jià)按市場規(guī)則結(jié)算。
2.逐步提高新能源上網(wǎng)電量參與電力市場交易比例。以“2030年新能源全面參與電力市場交易”為目標(biāo)，推動存量新能源聯(lián)合配建儲能高比例參與電力市場交易；逐步擴(kuò)大新能源參與電力市場交易比例，通過市場化的方式，提升新能源配建儲能利用率和場站綜合收益水平。探索基于電力現(xiàn)貨市場分時(shí)電價(jià)信號的分布式光伏分時(shí)上網(wǎng)電價(jià)機(jī)制，支持分布式儲能聚合為“云儲能”響應(yīng)調(diào)度需求，參與市場交易，推動分布式儲能健康發(fā)展。
3.鼓勵(lì)新能源場站與配建儲能全電量參與電力市場交易。新能源場站與配建儲能自愿全電量一體化聯(lián)合參與電力市場交易的，在滿足電網(wǎng)安全運(yùn)行以及同等報(bào)價(jià)條件下優(yōu)先出清，新能源與配建儲能作為一個(gè)主體聯(lián)合結(jié)算，促進(jìn)新能源與配建儲能聯(lián)合主體健康發(fā)展。
二、電網(wǎng)側(cè)儲能
4.合理確定儲能區(qū)域布局和投運(yùn)時(shí)序。省能源局組織國網(wǎng)山東省電力公司根據(jù)全省新能源項(xiàng)目推進(jìn)、電力系統(tǒng)調(diào)節(jié)能力建設(shè)需求，定期測算分地區(qū)儲能建設(shè)規(guī)模需求，合理確定儲能區(qū)域布局和投運(yùn)時(shí)序。各地制定新型儲能年度建設(shè)方案需報(bào)省能源局備案，對于未按要求建設(shè)的儲能項(xiàng)目，應(yīng)及時(shí)移除年度建設(shè)方案。
5.明確新型儲能調(diào)試運(yùn)行期上網(wǎng)電價(jià)機(jī)制。新型儲能調(diào)試運(yùn)行期上網(wǎng)電量，按照同類型機(jī)組當(dāng)月代理購電市場化采購平均價(jià)結(jié)算。同類型機(jī)組當(dāng)月未形成代理購電市場化采購電量的，按照最近一次同類型機(jī)組月度代理購電市場化采購平均價(jià)結(jié)算。
6.完善新型儲能市場化“兩部制”上網(wǎng)電價(jià)機(jī)制。新型儲能作為獨(dú)立市場主體參與市場交易，執(zhí)行基于市場化模式下的“電量電價(jià)+容量電價(jià)”兩部制上網(wǎng)電價(jià)機(jī)制：
（1）電量電價(jià)。獨(dú)立新型儲能充電時(shí)作為市場用戶，從電力市場中直接購電；放電時(shí)作為發(fā)電企業(yè)，從電力市場中進(jìn)行售電。具體充（放）電價(jià)格通過市場交易方式形成。
（2）容量電價(jià)。新型儲能向電網(wǎng)送電時(shí)，可根據(jù)月度可用容量獲得容量電價(jià)補(bǔ)償，具體補(bǔ)償標(biāo)準(zhǔn)根據(jù)當(dāng)月電力市場供需確定。經(jīng)省能源局確定的示范項(xiàng)目，補(bǔ)償費(fèi)用暫按電力市場規(guī)則中獨(dú)立儲能月度可用容量補(bǔ)償標(biāo)準(zhǔn)的2倍執(zhí)行。
7.保障新型儲能與新能源企業(yè)自主確定容量租賃價(jià)格。新型儲能容量應(yīng)在山東電力交易中心統(tǒng)一登記并開放，由省內(nèi)新能源企業(yè)租賃使用。租賃價(jià)格由雙方協(xié)商確定，任何單位和個(gè)人不得指定交易對象、限定交易條件、干預(yù)交易價(jià)格、保障租賃交易公平、公正、公開，確保儲能容量在全省范圍內(nèi)共享使用。
8.降低新型儲能市場化運(yùn)行成本。支持獨(dú)立儲能參與中長期市場和現(xiàn)貨市場。獨(dú)立儲能電站向電網(wǎng)送電的，其相應(yīng)充電電量不承擔(dān)輸配電價(jià)和政府性基金及附加。
9.引導(dǎo)新型儲能參與輔助服務(wù)市場。充分發(fā)揮調(diào)節(jié)速率快的優(yōu)點(diǎn)，鼓勵(lì)獨(dú)立儲能根據(jù)電力市場交易規(guī)則參加調(diào)頻輔助服務(wù)市場。研究開發(fā)更多適合儲能的輔助服務(wù)交易品種，逐步開展爬坡、備用、轉(zhuǎn)動慣量等輔助服務(wù)交易，支持獨(dú)立儲能在電能量市場之外獲得更多收益途徑。
三、用戶側(cè)儲能
10.擴(kuò)大峰谷分時(shí)電價(jià)政策執(zhí)行范圍。結(jié)合國家輸配電價(jià)改革，將“抽水蓄能容量電費(fèi)”“上網(wǎng)環(huán)節(jié)線損費(fèi)用”納入分時(shí)電價(jià)政策執(zhí)行范圍，進(jìn)一步降低新型儲能購電成本。
11.擴(kuò)大電力市場用戶零售套餐約束比例。結(jié)合山東電力系統(tǒng)供需，售電公司零售套餐在高峰、低谷時(shí)段峰谷浮動系數(shù)約束比例由最低50%調(diào)整為最低60%，擴(kuò)大終端用戶峰谷價(jià)差，進(jìn)一步提高新型儲能利用率。
12.免除新型儲能深谷時(shí)段市場分?jǐn)傎M(fèi)用。新型儲能在深谷時(shí)段充電電量，不再承擔(dān)發(fā)電機(jī)組啟動、發(fā)用雙軌制不平衡市場偏差費(fèi)用。發(fā)電機(jī)組啟動、發(fā)用雙軌制不平衡市場偏差費(fèi)用實(shí)施月度分?jǐn)倳r(shí)，扣除新型儲能當(dāng)月深谷用電量，進(jìn)一步增加新型儲能經(jīng)濟(jì)性。
充分發(fā)揮價(jià)格引導(dǎo)作用 支持新型儲能健康發(fā)展
《支持新型儲能健康有序發(fā)展若干政策措施》政策解讀
《支持新型儲能健康有序發(fā)展若干政策措施》政策解讀
為充分發(fā)揮價(jià)格引導(dǎo)作用，支持我省新型儲能健康發(fā)展，省發(fā)展改革委、省能源局、山東能源監(jiān)管辦聯(lián)合印發(fā)了《支持新型儲能健康有序發(fā)展若干政策措施》（以下簡稱《政策措施》）。
一、出臺背景
近年來我省光伏、風(fēng)電等新能源發(fā)展迅猛，截至2023年9月底,新能源和可再生能源裝機(jī)已達(dá)8738.3萬千瓦(占全省總裝機(jī)容量的42.8%)，其中光伏5228.5萬千瓦，居全國第一；風(fēng)電2430.3萬千瓦，居全國第四,隨著我省新能源占比不斷提高,新能源消納壓力將日益顯現(xiàn)（2022年我省消納率為98.2%）。同時(shí)，新能源發(fā)電特有的隨機(jī)性、間歇性、波動性特點(diǎn)，將對我省電力系統(tǒng)穩(wěn)定安全運(yùn)行帶來新的挑戰(zhàn)。為此，我省積極推動鋰電池、壓縮空氣等新型儲能建設(shè)，充分釋放調(diào)峰、調(diào)頻、爬坡能力，有效應(yīng)對新能源大規(guī)模并網(wǎng)產(chǎn)生的消納問題。目前，我省新型儲能裝機(jī)已達(dá)353萬千瓦，成為新型電力系統(tǒng)的重要組成部分，但現(xiàn)階段也存在利用率低、市場模式單一、盈利能力弱等問題，亟需配套相應(yīng)的市場和價(jià)格機(jī)制推動發(fā)展；同時(shí)需加強(qiáng)需求側(cè)牽引，有效防范盲目發(fā)展、大起大落等問題。
二、主要內(nèi)容
《政策措施》立足儲能在“發(fā)電側(cè)”、“電網(wǎng)側(cè)”、“用戶側(cè)”三種應(yīng)用場景，堅(jiān)持“問題導(dǎo)向”，著眼“能用好用”的原則，提出了12項(xiàng)具體措施，引導(dǎo)新型儲能健康有序發(fā)展。
一是針對發(fā)電側(cè)儲能利用率低的問題，明確提出以“2030年新能源全面參與電力市場交易”為目標(biāo)，逐步提高新能源上網(wǎng)電量參與電力市場交易比例，鼓勵(lì)新能源場站與配建儲能全電量參與電力市場交易，通過市場化的方式，倒逼新能源企業(yè)提高配建儲能利用率。
二是針對電網(wǎng)側(cè)儲能市場模式單一問題，提出研究更多適合儲能的輔助服務(wù)交易品種，逐步開展爬坡、備用、轉(zhuǎn)動慣量等輔助服務(wù)交易，支持獨(dú)立儲能在電能量市場之外獲得更多收益途徑。為提高其經(jīng)濟(jì)性，調(diào)整新型儲能調(diào)試運(yùn)行期上網(wǎng)電價(jià)機(jī)制，明確獨(dú)立儲能充電電量不承擔(dān)輸配電價(jià)和政府性基金及附加。為鼓勵(lì)創(chuàng)新，明確示范項(xiàng)目容量補(bǔ)償費(fèi)用暫按月度可用容量補(bǔ)償標(biāo)準(zhǔn)的2倍執(zhí)行。
三是針對用戶側(cè)儲能盈利能力弱的問題，結(jié)合國家輸配電價(jià)改革，將“抽水蓄能容量電費(fèi)”“上網(wǎng)環(huán)節(jié)線損費(fèi)用”納入分時(shí)電價(jià)政策執(zhí)行范圍；結(jié)合山東電力系統(tǒng)供需，售電公司零售套餐在高峰、低谷時(shí)段峰谷浮動系數(shù)約束比例由最低50%調(diào)整為最低60%，提高新型儲能經(jīng)濟(jì)性和盈利能力。明確新型儲能在深谷時(shí)段充電電量，不再承擔(dān)發(fā)電機(jī)組啟動、發(fā)用雙軌制不平衡市場偏差費(fèi)用，降低新型儲能購電成本。
我省政策措施主要以市場機(jī)制為主，相比單一的財(cái)政補(bǔ)貼政策更具可持續(xù)性。上述政策措施實(shí)施后，一方面將更好調(diào)動企業(yè)在我省投資儲能的積極性；另一方面，政策措施堅(jiān)持需求側(cè)牽引，定期測算儲能需求，合理確定布局和投運(yùn)時(shí)序，有助于防范儲能盲目發(fā)展。
一、出臺背景
近年來我省光伏、風(fēng)電等新能源發(fā)展迅猛，截至2023年9月底,新能源和可再生能源裝機(jī)已達(dá)8738.3萬千瓦(占全省總裝機(jī)容量的42.8%)，其中光伏5228.5萬千瓦，居全國第一；風(fēng)電2430.3萬千瓦，居全國第四,隨著我省新能源占比不斷提高,新能源消納壓力將日益顯現(xiàn)（2022年我省消納率為98.2%）。同時(shí)，新能源發(fā)電特有的隨機(jī)性、間歇性、波動性特點(diǎn)，將對我省電力系統(tǒng)穩(wěn)定安全運(yùn)行帶來新的挑戰(zhàn)。為此，我省積極推動鋰電池、壓縮空氣等新型儲能建設(shè)，充分釋放調(diào)峰、調(diào)頻、爬坡能力，有效應(yīng)對新能源大規(guī)模并網(wǎng)產(chǎn)生的消納問題。目前，我省新型儲能裝機(jī)已達(dá)353萬千瓦，成為新型電力系統(tǒng)的重要組成部分，但現(xiàn)階段也存在利用率低、市場模式單一、盈利能力弱等問題，亟需配套相應(yīng)的市場和價(jià)格機(jī)制推動發(fā)展；同時(shí)需加強(qiáng)需求側(cè)牽引，有效防范盲目發(fā)展、大起大落等問題。
二、主要內(nèi)容
《政策措施》立足儲能在“發(fā)電側(cè)”、“電網(wǎng)側(cè)”、“用戶側(cè)”三種應(yīng)用場景，堅(jiān)持“問題導(dǎo)向”，著眼“能用好用”的原則，提出了12項(xiàng)具體措施，引導(dǎo)新型儲能健康有序發(fā)展。
一是針對發(fā)電側(cè)儲能利用率低的問題，明確提出以“2030年新能源全面參與電力市場交易”為目標(biāo)，逐步提高新能源上網(wǎng)電量參與電力市場交易比例，鼓勵(lì)新能源場站與配建儲能全電量參與電力市場交易，通過市場化的方式，倒逼新能源企業(yè)提高配建儲能利用率。
二是針對電網(wǎng)側(cè)儲能市場模式單一問題，提出研究更多適合儲能的輔助服務(wù)交易品種，逐步開展爬坡、備用、轉(zhuǎn)動慣量等輔助服務(wù)交易，支持獨(dú)立儲能在電能量市場之外獲得更多收益途徑。為提高其經(jīng)濟(jì)性，調(diào)整新型儲能調(diào)試運(yùn)行期上網(wǎng)電價(jià)機(jī)制，明確獨(dú)立儲能充電電量不承擔(dān)輸配電價(jià)和政府性基金及附加。為鼓勵(lì)創(chuàng)新，明確示范項(xiàng)目容量補(bǔ)償費(fèi)用暫按月度可用容量補(bǔ)償標(biāo)準(zhǔn)的2倍執(zhí)行。
三是針對用戶側(cè)儲能盈利能力弱的問題，結(jié)合國家輸配電價(jià)改革，將“抽水蓄能容量電費(fèi)”“上網(wǎng)環(huán)節(jié)線損費(fèi)用”納入分時(shí)電價(jià)政策執(zhí)行范圍；結(jié)合山東電力系統(tǒng)供需，售電公司零售套餐在高峰、低谷時(shí)段峰谷浮動系數(shù)約束比例由最低50%調(diào)整為最低60%，提高新型儲能經(jīng)濟(jì)性和盈利能力。明確新型儲能在深谷時(shí)段充電電量，不再承擔(dān)發(fā)電機(jī)組啟動、發(fā)用雙軌制不平衡市場偏差費(fèi)用，降低新型儲能購電成本。
我省政策措施主要以市場機(jī)制為主，相比單一的財(cái)政補(bǔ)貼政策更具可持續(xù)性。上述政策措施實(shí)施后，一方面將更好調(diào)動企業(yè)在我省投資儲能的積極性；另一方面，政策措施堅(jiān)持需求側(cè)牽引，定期測算儲能需求，合理確定布局和投運(yùn)時(shí)序，有助于防范儲能盲目發(fā)展。
