近日，山东省发展和改革委员会、省能源局等部门联合印发《关于做好2026年第二季度全省电力市场建设有关工作的通知》。新政围绕储能的市场参与、结算规则及收益保障推出系列优化举措，推动全省储能产业向高质量、市场化方向稳步迈进。

在参与电力系统调节方面，政策进一步完善新型储能、抽水蓄能等主体参与调频辅助服务市场的路径。文件明确，电网按小时调整调频容量与速率需求、开展分时出清。这一机制精准契合储能响应快、精度高的技术优势，支撑其动态匹配电网实时平衡需求，充分释放作为系统灵活性资源的核心价值。

分布式储能的市场地位迎来根本性突破。自2026年6月1日起，政策构建分层分类参与及结算体系：暂不具备市场化条件的主体，上网电量按所在市级行政区域发电侧节点实时市场算术平均电价结算，为中小规模储能提供收益托底，降低入市门槛。更关键的是，新政明确鼓励分布式储能以独立或聚合形式报量报价参与市场，既可独立参与电能量交易和辅助服务，也可通过虚拟电厂聚合形成规模化调节能力，平等享有市场主体权利。

这意味着，分布式储能将不再作为孤立节点运行，而是需要通过精细化调控深度融入系统。规模化聚合与精准交易场景的落地，对能量管理系统（EMS）的协同调度能力、电池管理系统（BMS）的状态监测与控制精度提出更高要求。这一趋势将驱动相关技术加速迭代，为EMS、BMS产业链创造明确的市场增量空间。

成本端获得实质性减负。文件规定，分布式储能向电网送电当月，等量充电电量免缴输配电费。此举有效疏解“低充高放”运营模式的成本压力，显著增厚峰谷价差套利空间，为提升项目投资回报率奠定坚实基础。

容量补偿机制同步细化优化。政策明确，发电侧市场化电量扣除新能源机制电量对应的容量补偿费用后，按月度市场化可用容量占比分配；新能源机制电量对应收取的容量补偿费用，通过电价交叉补贴新增损益科目返还全体工商业用户。这一调整实现了储能容量价值的精准量化与市场化分配。独立储能电站只要在用电高峰时段具备有效可用容量，即可获得容量补偿收益，形成与电能量套利优势互补的双重盈利结构。此次对储能有效容量核定的优化，光伏配储等场景尖峰时段放电价值被精准定价，推动储能从规模扩张向价值深耕转型。

作为分布式光伏装机第一大省，山东长期面临“午间低谷、晚峰缺口”的消纳压力，强制配储模式下储能利用率偏低、价值发挥不充分的问题亟待破解。此次新政通过拓宽市场参与渠道、完善收益保障机制，推动储能从新能源项目的“配套品”转变为独立“市场经营者”，有效激发社会资本投资热情。

系列政策红利的持续释放，将推动山东储能产业加速提质升级，为本地新型电力系统建设注入持久动能，也为全国储能市场化转型提供可复制的实践范本。