山东新能源场站配储新政解读｜鲁发改能源〔2026〕632 号 风光配建储能政策

2026年8月28日，山东省能源局等部门联合印发《关于加快推动新能源场站配建储能高质量发展的通知》。首次从省级层面完整界定场站配建储能定位、建设备案、市场交易、调度运行、考核惩戒、安全管理全链条规则，推动新能源配储从 “纸面配置” 转向可调度、可交易、可考核的实体调节资源。本文对本政策的核心要点进行梳理。

一、核心定义：什么是新能源场站配建储能

文件明确：新能源场站配建储能，是与集中式风电场、光伏电站配套建设，共用同一送出线路、同一电量计量点的储能设施，属于新能源场站附属设施，核心功能为消纳弃风弃光、平滑出力曲线、接受电网统一调度，提升新能源发电稳定性与消纳能力。

划重点：≠独立储能，二者接入、调度、结算、考核规则存在差异。

二、适用范围

覆盖新建、在运、纳规全部集中式光伏、风电场站；存量已并网风光项目同样需要履行原有并网配储承诺。

三、核心政策要点

1、配储建设模式与备案机制

• （1）允许一体化备案，也允许储能单独备案，备案需明确配储规模、产权归属、运维责任。
• （2）支持合同能源管理第三方投资建设运营，放开社会资本参与配建储能渠道，不强制要求新能源业主自有资金建设储能。
• （3）鼓励存量场站增配储能；针对 “增时长、不增功率” 的扩容项目，简化申报流程，市级能源主管部门征求电网接入意见后直接纳入建设清单，大幅压缩审批环节。
• （4）配储功率上限：光伏项目配储功率不超过核准装机50%；风电项目配储功率不超过核准装机30%，后续可根据系统情况动态调整。
• （5）建设时限：锂电成熟技术路线纳入清单后 1 年内完成并网；新技术路线最长不超过 18 个月。
• （6）接入空间优先级：电网接入空间紧张时，配建储能优先级高于独立储能，可清退逾期未建独立储能项目腾出接入空间；地市建成率偏低，省级将核减储能入库容量统筹调剂。
• （7）存量项目责任：2025‑05‑31 前投产存量风光场站，继续履行并网承诺配储义务，可选择自建配储、租赁独立储能容量，或者两者组合落实配储要求。

2、调度运行与电量结算规则

• （1）新能源场站 + 配建储能源储一体化统一监控、统一调度、统一计量、统一结算，联合参与电力市场，出力计量口径为风光出力叠加储能功率，一体执行两个细则考核。
• （2）配建储能充电原则上优先使用本场站风光发电量，非电网调度指令不得从公网购电充电；由场站风光电力充电对应的储能放电量，视同风光发电量，可按规则参与机制电价差价结算，提升配储项目收益空间。
• （3）配建储能可灵活调整日内充放电计划，参与电力现货实时市场，响应电价信号，挖掘峰谷价差收益山东省发展...。
• （4）临近、同一实控人的在建独立储能，技术可行前提下，可自愿转为场站配建储能，实现一体化运行。

3、考核惩戒机制

自2027 年起正式实施：未按承诺完成配储的新能源场站，电网对外公示名单；弃电时段在安全前提下，对该场站实施优先弃电（优先压降出力），倒逼企业落实配储责任，改变过去配储违约缺少硬约束的局面。

4、安全与验收硬性要求

• （1）储能设备完成型式试验、并网性能检测；落实消防审查、验收，严格执行安全设施三同时，未竣工验收不得并网投运。
• （2）5MW 及以上配建储能，必须设置现场值班人员，消防报警接入场站消防控制室，落实在线工况监测，压实运营主体安全责任。

四、行业影响

• （1）对新能源开发企业：配储不再是简单配套义务，明确第三方 EPC‑EMC 模式路径，存量项目可租赁容量履约；但 2027 年后违约优先弃电，项目前期必须把储能投资、建设周期、接入条件纳入可研评估。
• （2）对储能厂商：50%/30% 功率上限划定建设边界，存量风光增配储能打开市场空间，同时设备型式试验、消防、值班等安全门槛抬高，低质量产品将被挤出。
• （3）对电力市场：配建储能可以参与现货市场，放电电量视同风光电量参与电价结算，配储由成本项逐步转向具备收益能力的调节资产。
• （4）对地方政府与电网：理清配储、独立储能接入优先级，解决接入空间争抢问题，明确市‑省两级管理流程，调度考核闭环落地。

五、企业实操提示

• （1）存量风光项目尽快梳理并网承诺配储规模，评估自建储能、租赁独立储能两种方案经济性，规避 2027 年优先弃电风险。
• （2）申报增配储能项目，优先采用 “增时长不增功率” 路径，享受简化审批；严格把控建设周期，区分锂电成熟路线与新技术路线的并网时限。
• （3）配储设计阶段，落实消防、值班人员、在线监测等安全硬性条件，避免验收卡壳。
• （4）项目测算收益模型，需要纳入现货市场峰谷价差、机制电价结算、调度充放电约束条件。

免责声明：本文为政策公开信息整理解读，不构成投资建设建议，项目实施以官方正式文件及电网实际要求为准。