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。