山東的風光發(fā)電發(fā)展迅速，目前有8500萬千瓦的裝機規(guī)模，預(yù)計2024年年底能達到1億千瓦，遠遠超出十四五規(guī)劃的目標。目前，山東的分布式光伏已經(jīng)達到了4324萬千瓦，10千伏以上并網(wǎng)的分布式只有400萬千瓦左右，低壓電網(wǎng)的分布式主要是房頂上的分布式項目。山東的分布式光伏最大出力達到3143萬千瓦。春節(jié)期間，分布式光伏每天中午可能會棄電一兩個小時。

截至目前，山東的儲能電站有97座，容量是398萬千瓦。其中，新能源項目配建的儲能電站容量是108萬千瓦，獨立儲能電站29座288萬千瓦，火電荷儲聯(lián)合的電站有3座共10萬千瓦。

儲能電站實際運營情況是：2023年全年是累計充電量8.6億度，放電量7.1億度，2022年充電量是3.6億度。平均等效利用小時數(shù)473小時，獨立儲能電站的等效利用小時數(shù)為774小時，新能源配建的儲能項目利用小時數(shù)較低，僅為192小時。

山東的獨立儲能電站采用一次調(diào)度模式，參與電能量市場，或者是自主參與輔助服務(wù)市場。實際考慮到儲能的調(diào)節(jié)特別快，如果參與調(diào)頻輔助服務(wù)市場之后，基本上調(diào)頻輔助市場就被儲能完全用了，所以暫時沒有讓獨立儲能參與，他們在輔助服務(wù)市場只參與了電能量市場。而更新的規(guī)則正在會簽過程中，將會有更明確的調(diào)頻輔助服務(wù)市場規(guī)則。

山東從2020年開始建設(shè)新型儲能，目前基本健全了儲能的盈利模式，主要有三種：容量租賃，容量電價和峰谷套利。
  
以一個實際案例為例：一個運營較好的某獨立儲能電站，2023年全年年收益5352萬元，其中容量租賃費收入2700萬，容量電價收入600萬，峰谷套利也就是電能量市場收入2052萬，成本是5198萬，凈收益是154萬元。
  
這個電站的電能量收益、容量補償收入和租賃收益的比例，和山東獨立儲能電站2023年的收入結(jié)構(gòu)基本一致：大約是租賃收入占比45%，容量電價收入約30%，電能量收益15%—20%。
  
對于配建新能源的儲能設(shè)施轉(zhuǎn)為獨立儲能電站，目前的政策是只要達到了10兆瓦，就可以轉(zhuǎn)為獨立儲能電站入市，但是要求有獨立計量，并網(wǎng)電壓等級35千伏及以上。
  
在實際運行中，獨立儲能電站作為電能量出口時，沒有對它的考核，對其他電源的考核規(guī)則是按照電量偏差積分，收取電量回收費用，而儲能電站暫時沒有這個考核，也就是說它想放電就隨時放電，想不放就可以隨時走。這導致儲能電站往往集中投放，而且它充放電時間特別快，這對電網(wǎng)形成了一定的干擾。
  
新型儲能電站的充放電特別快，火電作為調(diào)峰電源時是分鐘級的調(diào)節(jié)，而新型儲能是秒級調(diào)節(jié)的，它幾秒鐘內(nèi)就可實現(xiàn)充放電切換，兩個時間等級差別較大的調(diào)峰資源存在協(xié)調(diào)難題。
  
一個值得討論的問題是：儲能電站的建設(shè)費用在逐步在下降，一年前建的儲能電站和現(xiàn)在的儲能電站成本完全不一樣，但是在租賃市場里，價格基本上一樣?，F(xiàn)在這個問題還沒大量暴露，因為首批儲能電站基本上都是在幾大發(fā)電企業(yè)建設(shè)的，客戶也是綁定的。一兩年之后，可能就會有租賃企業(yè)反悔，雖然簽了5年的租賃合同，但企業(yè)想反悔選擇更便宜的儲能電站租賃。先建的儲能電站發(fā)揮了重要的歷史作用，如果不從價格上給予照顧，可能就會導致儲能電站建設(shè)速度放緩，政策上需要從這方面做出一些考量。寧夏是全國首個新能源綜合示范區(qū)，風光資源豐富，水電、氣電資源比較匱乏。