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山東的風光發電發展迅速，目前有8500萬千瓦的裝機規模，預計2024年年底能達到1億千瓦，遠遠超出十四五規劃的目標。目前，山東的分布式光伏已經達到了4324萬千瓦，10千伏以上并網的分布式只有400萬千瓦左右，低壓電網的分布式主要是房頂上的分布式項目。山東的分布式光伏最大出力達到3143萬千瓦。春節期間，分布式光伏每天中午可能會棄電一兩個小時。

截至目前，山東的儲能電站有97座，容量是398萬千瓦。其中，新能源項目配建的儲能電站容量是108萬千瓦，獨立儲能電站29座288萬千瓦，火電荷儲聯合的電站有3座共10萬千瓦。

儲能電站實際運營情況是：2023年全年是累計充電量8.6億度，放電量7.1億度，2022年充電量是3.6億度。平均等效利用小時數473小時，獨立儲能電站的等效利用小時數為774小時，新能源配建的儲能項目利用小時數較低，僅為192小時。

山東的獨立儲能電站采用一次調度模式，參與電能量市場，或者是自主參與輔助服務市場。實際考慮到儲能的調節特別快，如果參與調頻輔助服務市場之后，基本上調頻輔助市場就被儲能完全用了，所以暫時沒有讓獨立儲能參與，他們在輔助服務市場只參與了電能量市場。而更新的規則正在會簽過程中，將會有更明確的調頻輔助服務市場規則。

山東從2020年開始建設新型儲能，目前基本健全了儲能的盈利模式，主要有三種：容量租賃，容量電價和峰谷套利。
  
以一個實際案例為例：一個運營較好的某獨立儲能電站，2023年全年年收益5352萬元，其中容量租賃費收入2700萬，容量電價收入600萬，峰谷套利也就是電能量市場收入2052萬，成本是5198萬，凈收益是154萬元。
  
這個電站的電能量收益、容量補償收入和租賃收益的比例，和山東獨立儲能電站2023年的收入結構基本一致：大約是租賃收入占比45%，容量電價收入約30%，電能量收益15%—20%。
  
對于配建新能源的儲能設施轉為獨立儲能電站，目前的政策是只要達到了10兆瓦，就可以轉為獨立儲能電站入市，但是要求有獨立計量，并網電壓等級35千伏及以上。
  
在實際運行中，獨立儲能電站作為電能量出口時，沒有對它的考核，對其他電源的考核規則是按照電量偏差積分，收取電量回收費用，而儲能電站暫時沒有這個考核，也就是說它想放電就隨時放電，想不放就可以隨時走。這導致儲能電站往往集中投放，而且它充放電時間特別快，這對電網形成了一定的干擾。
  
新型儲能電站的充放電特別快，火電作為調峰電源時是分鐘級的調節，而新型儲能是秒級調節的，它幾秒鐘內就可實現充放電切換，兩個時間等級差別較大的調峰資源存在協調難題。
  
一個值得討論的問題是：儲能電站的建設費用在逐步在下降，一年前建的儲能電站和現在的儲能電站成本完全不一樣，但是在租賃市場里，價格基本上一樣。現在這個問題還沒大量暴露，因為首批儲能電站基本上都是在幾大發電企業建設的，客戶也是綁定的。一兩年之后，可能就會有租賃企業反悔，雖然簽了5年的租賃合同，但企業想反悔選擇更便宜的儲能電站租賃。先建的儲能電站發揮了重要的歷史作用，如果不從價格上給予照顧，可能就會導致儲能電站建設速度放緩，政策上需要從這方面做出一些考量。寧夏是全國首個新能源綜合示范區，風光資源豐富，水電、氣電資源比較匱乏。