近日，为积极适应新能源发电市场化改革新形势新要求，提升新能源场站运营水平，促进新能源发电就地就近消纳，推动新能源与新型储能协同健康发展，山东省发展改革委等四部门联合印发《关于加快推动新能源场站配建储能市场化高质量发展的通知》，支持新能源场站与配建储能一体联合参与市场，推动新能源场站配建储能日内调整充放电计划，参与现货实时市场。
通知明确，对于2025年5月31日前投产的存量风电、光伏场站，通知要求须继续按照并网承诺履行配储责任，可自主选择配建储能、租赁独立储能容量或两者结合方式落实。自2027年开始，电力交易中心每月公开披露新能源场站容量租赁备案信息。对于未按承诺配储的新能源场站，电网企业将公布名单，并在新能源弃电时段优先采取压降措施。
关于加快推动新能源场站配建储能高质量发展的通知
各市发展改革委(能源局)，各市供电公司，各有关企业：
为积极适应新能源发电市场化改革新形势新要求，提升新能源场站运营水平，促进新能源发电就地就近消纳，推动新能源与新型储能协同健康发展，依据《国家能源局关于促进新能源集成融合发展的指导意见》《新型储能规模化建设专项行动方案(2025—2027年)》等文件要求，现将有关事项通知如下。
一、支持新能源场站合理配建新型储能
(一)支持新能源场站科学配建新型储能。按照市场导向、按需配置、安全高效的原则，支持新建、在运、纳规新能源场站科学确定配储比例、充放电时长、技术路线，合
理配建新型储能设施，实现源储一体化运行。配建新型储能项目可单独备案，也可与新能源场站一体化备案(核准)，明确配储比例、产权归属及运维责任。配建新型储能优先利用场站内存量建设用地、闲置土地建设，确需新增用地的，按相关规定办理用地手续。支持以合同能源管理等第三方投资模式建设、运营配建储能设施。
(二)支持已配建储能场站增配储能容量。鼓励新能源场站在既有配建储能基础上，根据出力特性和一体化运行需求，科学增配储能容量(含功率和时长)。增配储能应与既有储能系统实现协调控制，具备统一调度接口，原则上与既有储能采用同类型技术路线，便于系统集成与运维管理。
(三)严格存量新能源场站配储情况考核。2025年5月31日前投产(即全容量并网)的存量风电、光伏场站，须继续按照并网承诺履行配储责任，可自主选择配建储能、租赁独立储能容量或两者结合方式落实。新能源场站租赁储能容量的，须按要求在全省储能容量租赁服务平台登记备案。2027年开始，电力交易中心每月公开披露新能源场站容量租赁备案信息，并推送至电网企业。对于未按承诺配储的新能源场站，电网企业公布名单，并在新能源弃电时段，在确保安全的前提下，采取优先压降措施。
二、规范新能源场站配建储能办理流程
(四)明确在运、纳规新能源场站新建、增配储能办理流程。新能源企业完成配建储能项目备案，需新增用地的取得用地预审与选址意见书后，逐级向各市能源主管部门提交配储申报书。各市能源主管部门汇总后，每季度向市级电网企业征求项目接入意见。市级电网企业开展市域电网潮流、短路、安全稳定等计算分析，形成初步接入意见。国网山东省电力公司结合各市情况，开展省域电网安全校核分析，出具接入条件结果，并由市级电网企业反馈各市能源主管部门。各市能源主管部门根据接入条件，形成项目建设清单，通知申报企业，并报省能源局备案，同步纳入省级建设名单。新能源企业依规办理接网流程，启动项目建设。
(五)合理简化新能源场站新建、增配储能办理程序。对于“增时长、不增功率”的增配储能项目，企业可随时申报，市级能源主管部门征求市级电网企业接入条件意见后，直接纳入项目建设清单，依规办理接网流程，并报省能源局备案，同时抄送市级电网企业。对于在运、纳规新能源场站新配、增配储能，主要用于保障厂用电和提高出力曲线准确性，且总体配建储能功率不超过新能源场站装机功率(纳规拟建项目为核准功率)5%的，也可随时申报，在不导致电网设备重过载、频率、电压和功角失稳的前提下，征求市级电网企业接入条件意见后，纳入项目建设清单，依规办理接网流程，并履行备案和抄送程序。风电、光伏场站新建、增配储能，可不新增升压变容量，利用原变压器送出。
(六)科学确定电力系统接入容量分配方式。省、市电网企业统筹做好市域间、市域内配建储能接入容量测算工作，原则上优先支持光伏规模大的地区建设储能设施。市域间共用储能接入空间的，按照各市共用接入空间区域内已投运光伏、风电发电规模加权折算分配，并经电力系统安全稳定校验。市域内共用储能接入空间，不能同时满足项目申报需求时，按照申报项目的光伏、风电发电规模加权折算分配，分配所得不超过申报规模，并经电力系统安全稳定校验。光伏、风电发电项目实行差异化权重，权重系数暂分别取4和1，后续根据实际动态调整。
(七)统筹独立储能与配建储能协同发展。市级电网企业应会同本市能源主管部门，做好本地储能接入空间测算工作，指导新能源企业合理申报配储规模。当本市新能源场站配建储能需求迫切，而电网接入空间不足时，各市能源主管部门应及时清退逾期入库独立储能项目，腾出空间支持配建储能发展，提高电力系统接入空间利用效率。对于入库项目建成率低于全省平均水平的市，省能源局将会同国网山东省电力公司核减其到期未建成容量，统筹分配至共用接入空间、落地成效突出的市使用。对于与新能源场站位置相临、公用电网连接点一致，项目企业为同一集团公司控股或为同一实控人的在建、拟建独立储能项目，按照自愿原则，在技术可行前提下，支持其转为新能源场站配建储能，实现一体化运行与统一计量结算。
三、优化新能源与配建储能参与市场交易机制
(八)支持新能源场站与配建储能联合运营。新能源场站与配建储能一体联合参与市场，电站出力计量口径为集中式风电或光伏场站发电功率出力叠加配建储能功率之和，按此口径响应自动发电控制系统(AGC)指令。新能源与配建储能电站视作一体参与山东省电力并网运行管理实施细则，原则上日内、超短期功率预测准确率，以及发电计划、一次调频等均按照新能源电站发电单元功率与配建储能功率之和计算。新能源场站应严格执行市场出清计划曲线，其出清计划上限为场站发电单元(不含配建储能)的额定容量，出清计划下限为0。
(九)充分发挥配建储能灵活调节能力。推动新能源场站配建储能日内调整充放电计划，参与现货实时市场。新能源场站(含配建储能)可基于最新的运行和气象数据，运行日日内逐小时滚动更新上报配建储能的可靠执行计划出力曲线，减少弃风弃光，促进新能源发电消纳。新能源场站应通过灵活充放，动态适应功率调节需求，平滑出力曲线，满足并网要求各项性能，减少预测偏差，降低对电力系统影响。
四、加强新能源场站配建储能管理工作
(十)明确新能源场站配储比例及建设时限要求。在运、纳规光伏和风电场站新增配储的，配建储能总功率上限分别暂定为其新能源项目装机(核准)功率的50%和30%，后续根据实际动态调整。在运场站新建、增配储能为锂离子电池成熟技术路线的，应于纳入清单后1年内建成并网;为钠离子电池、液流电池或固态、半固态电池等新技术路线的，应于18个月内建成并网。未按期建成并网配建储能，移出项目清单，后续在企业申报配建储能项目时予以从严把控。
(十一)严格新能源场站配建储能建设验收程序。配建储能项目设计工作须由具备相应专业资质的设计单位承担，并严格遵守《电化学储能电站设计标准》《电化学储能电站安全规程》《电化学储能电站接入电网技术规定》等国家及行业技术规范，消防设施做到同步设计、同步施工、同步投用。储能电池、涉网电气设备须完成型式试验与并网性能检测，并按规定开展消防设计审查、消防验收或备案。新建、增配储能项目完工后依规组织竣工验收，严格落实安全设施“三同时”制度，未通过竣工验收的项目，一律不得并网投运。
(十二)加强配建储能项目运行管理。严格遵照国家源储一体化政策文件及山东省电力调度管理规定，对新能源项目与配建储能实施统一监控、统一调度、统一计量、统一结算。新能源场站风电或光伏、配建储能均须安装计量表计，确保新能源与储能可单独计量。新能源场站配建储能充电应来源于配套新能源发电，除电网统一调度调用外，原则上不允许从公共电网购电充电。对于配建储能充电来源为配套风电、光伏发电的，其对应放电量视为风电、光伏发电量，机制电价差价结算参照执行。
(十三)压实配建储能安全管理责任。压紧压实项目建设运营单位安全生产主体责任，从严把控设备采购质量与工程施工安全，对储能运行工况实施在线实时监测，构建安全风险分级管控与隐患排查治理双重预防体系。对于功率5兆瓦及以上配建储能设施，应设置现场值班人员，值班人员应熟练掌握火警处置流程和设备操作技能。配建储能消防报警信号应接入新能源场站消防控制室，实现火灾自动报警与消防设备联动功能。新建、增配储能容量超过5万千瓦时的配建储能，参照独立储能电站，按《山东省电化学储能电站电池抽样检测管理办法》(鲁电技〔2026〕16号)要求，落实电池抽样检测制度。各市能源主管部门应督促有关企业定期组织全站设备检测、安全专项检查及消防应急演练，完善突发事件应急预案，坚决遏制安全生产事故发生。
(本文件所称新能源场站配建储能，是指与集中式风电场、光伏电站等新能源发电项目在同一建设地点配套建设的储能设施，为新能源场站的附属设施，与对应新能源项目共用同一送出线路，共用一个电量计量点，实现一体化运行与统一计量结算。其主要功能是消纳新能源场站弃风弃光电量，平滑电力输出，提升新能源消纳水平和场站发电稳定性，并接入调度自动化系统接受电网调度。)
附件1.新能源场站配建储能项目申报书(编制大纲)
2.新能源场站配建储能接入电网前工作办理流程
3.新能源场站配建储能接入容量分配方法
山东省发展和改革委员会
山东省能源局
国家能源局山东监管办公室
国网山东省电力公司
2026年8月27日
