（来源：储能与电力市场）

储能与电力市场获悉，近日，山东能监办发布关于公开征求《山东电力市场规则(试行)》（征求意见稿）意见的通知。

对于独立储能电站，此次规则明确的建立发电侧市场化容量补偿机制，需要重点关注。

规则指出，发电侧主体市场化容量补偿费用按照月度市场化可用容量占比进行分配。具体计算如下：

其中：

市场化发电容量补偿费用=容量补偿电价×全网发电侧主体市场化上网电量（不含优先发电上网电量）。

发电侧主体月度市场化可用容量=Σ当月发电侧主体日市场化可用容量/当月总天数。

容量补偿标准按照省价格主管部门相关政策执行。

发电侧市场化容量补偿费用按月向用户侧收取，由用户侧按月度实际用电量比例分摊。

针对独立储能，规则明确了其市场化可用容量的计算方式，具体如下：

2023年12月，山东省发改委、山东监管办、省能源局联合印发《关于贯彻发改价格〔2023〕1501号文件完善我省容量电价机制有关事项的通知》。该通知制定了燃煤机组容量补偿标准为每年每千瓦100元（含税），并将市场化容量补偿电价用户侧收取标准由0.0991元/kWh暂调整为0.0705元/kWh。

此举调低了山东省市场化容量电价的标准，独立储能电站的容量补偿费用也因此下降了约30%。

2024年4月，《山东电力市场规则（试行）》印发，在独立新型储能电站的日市场化可用容量计算方面，首次引入了储能的日可用系数K，并调整了日可用等效小时数H的计算方式。

此次发布的《山东电力市场规则（试行）》（征求意见稿），维持了2024年4月试行规则的规定，显示了山东省对于独立储能电站运行可靠性的要求，以及对于长时储能的支持：

若当日的投运+备用小时数小于24小时，则将影响储能的可用容量核定。K值实际上与储能电站的运行状态挂钩，可靠性高，在线时间长的储能电站，可获得更高的K值、进而获得更高容量补偿。相当于增加对电站备用可靠性的评价。

若核定放电功率相同，K值相同，则储能放电时长越长，H值越大，获得的日可用容量核定更大，进而获得的容量补偿总额也越大。这一规则实际上是对长时储能在容量补偿上做了一定的考虑。

另外，规则也指出，分布式储能、虚拟电厂也可以获得容量补偿：报量报价参与市场的分布式储能日可用容量参照独立新型储能执行；虚拟电厂聚合分布式电源与分布式储能的虚拟电厂，根据聚合资源类型获得市场化容量补偿费用。

对于新能源场站的日市场化可用容量，规则指出：

新能源场站（含配建储能）日市场化可用容量=运行日负荷高峰时段电站市场化实际上网电力平均值×（1-机制电量比例）（若小于0，按0计）。

不具备分时上网电量数据采集条件的电厂，将其每日上网电量均分至全天24小时计算分时上网电力。

负荷高峰时段暂取工商业用户市场化容量补偿电价尖峰时段。分时电价时段按照省价格主管部门有关规定执行。

这也意味着：

新能源场站的机制电量，将不再获得容量补偿。

新能源只有在高峰时段发出的电力，才能获得容量补偿。

在山东省的分时电价中，中午时段为谷段，而此次正是光伏大发时段，这一规则显然减少了光伏场站可获取的容量补偿费用，光伏配储，进行能量转移，将更具价值。

电能量市场方面，山东省的此次发布的规则，还制定了独立储能参与中长期市场的相关规则，在现货市场以外，电力市场中独立储能获得了新的应用机会。

规则还对调频、爬坡等辅助服务，储能电站的基本要求等进行了规定，详细条款如下。

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新型主体与可参与市场

根据规则，储能企业、虚拟电厂、分布式电源、电动汽车充电设施、智能微电网等新型经营主体均可参与电力市场。

独立新型储能充放电功率暂定为不低于5兆瓦，持续充放电时间不低于2小时。具有法人资格时配建新型储能可选择转为独立新型储能项目，作为经营主体直接参与电力市场交易。

虚拟电厂聚合分布式储能等未纳入调度管理的储能类资源，聚合总资源容量不低于5兆瓦；调节量负荷类聚合单元可调节能力暂定为不低于5兆瓦、连续调节时间不低于1小时。

规则适用于在山东开展的电力中长期交易、现货交易、辅助服务交易等电力批发市场交易，以及与其相衔接的电力零售市场交易。其中：

日前市场采取“发电侧报量报价、用户侧报量报价”模式。新能源项目和用户自愿参与日前市场。

调频、爬坡、备用等辅助服务市场与现货市场联合出清。技术支持系统不具备条件时，调频辅助服务市场暂与现货市场独立出清。

新能源（风电、太阳能发电）上网电量原则上全部进入电力市场，上网电价通过市场交易形成。新能源可报量报价参与交易，也可接受市场形成的价格。

工商业用户全部进入电力市场，按照市场价格购电。

规则表示，经营主体之间不得实行串通报价、哄抬价格以及扰乱市场秩序等行为。经营主体进行电能量交易，不得滥用市场支配地位操纵市场价格；由多个发电厂组成的发电企业进行电能量交易，不得集中报价。

中长期交易

中长期交易包括双边协商交易和集中交易两种方式。其中，集中交易包括集中竞价交易、挂牌交易和滚动撮合交易等形式。

电网企业通过参与场内集中交易方式（不含撮合交易）代理工商业用户购电，以报量不报价方式、作为价格接受者参与市场出清。

中长期交易通过双边协商、集中交易等市场化方式形成电能量价格。现货市场采用全电量竞价模式和节点边际电价机制。电网企业代理购电用户在现货市场中不申报价格。

根据机组装机容量确定发电侧月度净合约量上限。独立新型储能、虚拟电厂储能类交易单元发电侧或用电侧月度净合约量上限=独立新型储能、储能类聚合商交易单元装机容量×额定功率最大放/充电时长×当月天数。

现货交易

独立新型储能电站应参与日前市场预出清申报，可自愿参与日前市场交易申报。选择参与日前市场的独立新型储能电站，应报量报价参与。

现货市场采用全电量竞价模式和节点边际电价机制。

新能源上网电量全部进入电力市场，上网电价通过市场交易形成。新能源（含配建储能）以报量报价或以价格接受者方式参与现货市场。

集中式管理新能源场站（含配建储能），以报量报价方式参与现货市场。

分布式新能源（含配建储能）作为分布式电源经营主体以独立或聚合方式报量报价参与现货市场，或作为价格接受者参与现货市场。

（1）报量报价参与现货市场。独立参与市场的分布式新能源、以聚合方式参与市场的分布式新能源聚合单元应具备功率预测、接受并执行电力调度机构的有功功率控制指令和发电计划曲线等与调度自动化系统数据交互的能力。

（2）作为价格接受者参与现货市场。未以独立或聚合方式参与市场的分布式新能源，作为价格接受者参与现货市场。新能源（含配建储能）原则上以交易单元为单位同时在运行日申报配建储能充放电曲线。

完善现货市场与辅助服务市场衔接机制。调频辅助服务市场采用基于调频里程的单一制价格机制。技术支持系统不具备条件时，调频辅助服务市场与现货市场独立出清。条件具备后，调频辅助服务市场和现货市场联合出清。

爬坡辅助服务市场采用基于中标容量的单一制价格机制，采用日前申报、日内与实时电能量市场联合出清的方式。

辅助服务

调频辅助服务市场采用基于调频里程的单一制价格机制，按效果付费，调频费用根据出清价格、调频里程、性能系数三者乘积计算。

调频辅助服务提供者主要为并网发电机组和新型经营主体（含独立新型储能电站、虚拟电厂（含负荷聚合商）等）。

新型经营主体按自愿原则参与调频辅助服务市场。

调频辅助服务市场交易组织采用日前报价、日前预出清、日内分小时出清的模式。参与调频辅助服务市场的发电机组和新型经营主体应在可调出力上限、下限范围内分别预留固定容量，即上调频预留容量、下调频预留容量；可调出力范围扣除上、下调频预留容量后剩余容量为调频容量。参与调频辅助服务市场主体的可调出力范围应大于调频预留容量。

独立新型储能等储能类主体上、下调频预留容量为额定功率的fe%，调频预留荷电状态（SOC）为fsoc%。

现阶段，调频市场采用日前集中竞价、日前预出清、日内小时前出清的组织方式。

市场电价结算

虚拟电厂（含负荷聚合商）按照聚合单元开展结算，采用“日清月结”模式。

虚拟电厂（含负荷聚合商）储能类聚合单元按照批发市场发电侧、用户侧主体结算规则计算发电侧综合市场交易电费及用户侧电费。聚合资源按照其签订的分布式发电零售合同、分布式用电零售合同分别结算电能量电费，按照新型经营主体可用容量计算规则计算容量补偿费用。储能类聚合单元的收益为批发、零售市场售电费与批发、零售市场购电费（含容量补偿费用）的差额。

报量报价参与现货交易的分布式电源（含配储）、分布式储能等按照批发市场发电侧/用户侧主体结算规则计算发电侧综合市场交易电费及用户侧电费。

作为价格接受者参与现货交易的分布式电源（含配储），应按照上网电量及所在节点实时市场出清电价开展电能量电费结算。

市场运行费用处理

因电网安全运行需要调用独立新型储能，且按调度指令执行的电站，若调用期间实时市场充放电价差不满足储能申报价格，则给予运行成本补偿；反之不给予运行成本补偿。

独立储能给予运行成本补偿的范围包括：

（1）独立新型储能核定容量调用，且核定结果与并网调度协议能力一致；

（2）因电网安全约束或电网潮流控制要求，调用独立新型储能充电或放电，且按调度指令执行的电站；

（3）因电力供应紧张，调用独立储能放电，且按调度指令执行的电站；

（4）其他因系统安全稳定需要调用独立储能的情况，但不包括新能源消纳困难、上级调度集中调用等情况。

原文如下：

贯彻落实《国家发展改革委  国家能源局关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》(发改体改〔2022〕118号)、《电力市场运行基本规则》(国家发改委2024年第20号令)、《国家发展改革委  国家能源局关于深化新能源上网电价市场化改革  促进新能源高质量发展的通知》(发改价格〔2025〕136号)等文件要求，进一步规范山东电力市场建设和运营，维护电力市场秩序，我办会同省发展改革委、省能源局组织有关单位研究修订了《山东电力市场(试行)》(征求意见稿)，现向社会公开征求意见。

欢迎有关单位和社会各界人士提出宝贵意见建议。请在本公告发布之日起30日内将相关意见建议传真至0531-67800757，或通过电子邮件发至scjgc@cnea.gov.cn。感谢参与和支持!