近年来山东省光伏、风电等新能源发展迅猛。
截至2023年9月底，新能源和可再生能源装机已达8738.3万千瓦(占全省总装机容量的42.8%)，其中光伏5228.5万千瓦，居全国第一；风电2430.3万千瓦，居全国第四。
随着山东省新能源占比不断提高，新能源消纳压力将日益显现（2022年山东省消纳率为98.2%）。目前，山东省新型储能装机已达353万千瓦。
为引导新型储能健康有序发展，《政策措施》立足储能在“发电侧”、“电网侧”、“用户侧”三种应用场景，提出了12项具体措施。
其中重点内容如下：
（二）明确提出以“2030年新能源全面参与电力市场交易”为目标，逐步提高新能源上网电量参与电力市场交易比例。
（三）鼓励新能源场站与配建储能全电量参与电力市场交易，通过市场化的方式，倒逼新能源企业提高配建储能利用率。
（二）降低新型储能市场化运行成本，并提高经济性。调整新型储能调试运行期上网电价机制，保障新型储能与新能源企业自主确定容量租赁价格，明确独立储能充电电量不承担输配电价和政府性基金及附加。
（三）新型储能作为独立市场主体参与市场交易，执行基于市场化模式下的“电量电价+容量电价”两部制上网电价机制：
电量电价。独立新型储能充电时作为市场用户，从电力市场中直接购电；放电时作为发电企业，从电力市场中进行售电。具体充（放）电价格通过市场交易方式形成。
容量电价。新型储能向电网送电时，可根据月度可用容量获得容量电价补偿，具体补偿标准根据当月电力市场供需确定。经省能源局确定的示范项目，补偿费用暂按电力市场规则中独立储能月度可用容量补偿标准的2倍执行。
（四）提出研究更多适合储能的辅助服务交易品种，逐步开展爬坡、备用、转动惯量等辅助服务交易，支持独立储能在电能量市场之外获得更多收益途径。
（二）扩大电力市场用户零售套餐约束比例。结合山东电力系统供需，售电公司零售套餐在高峰、低谷时段峰谷浮动系数约束比例由最低50%调整为最低60%，提高新型储能经济性和盈利能力。
（三）免除新型储能深谷时段市场分摊费用。明确新型储能在深谷时段充电电量，不再承担发电机组启动、发用双轨制不平衡市场偏差费用。
