储能可同时参与调频和现货市场，长时储能享容量补偿倾斜！山东电力市场规则征求意见

储能定位：明确储能可作为独立主体同时参与电能量市场和辅助服务市场。

政策导向：通过日可用容量核定（K值） 和市场化容量补偿机制，对长时储能给予倾斜，同时考验电站的运行可靠性和调度响应能力。

参与灵活性：储能可选择按日切换参与模式（电能量、辅助服务或两者兼营）。

一、参与主体与市场准入

1. 经营主体范围

传统主体：发电企业、售电公司、电力用户（含电网代理购电）。

新型主体：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。

2. 储能准入门槛

独立储能：充放电功率 ≥5MW，持续充放时间 ≥2小时。

分布式储能：充放电功率 ≥1MW，持续充放时间 ≥2小时。

可独立参与，或以聚合方式参与。

二、电力市场参与机制

1. 现货市场参与方式

独立储能：

方式：报量报价参与，自愿参与日前市场出清。

选项：可选择同时参与电能量+辅助服务，或按日仅参与其中一种。

新能源场站（含配建储能）：

以项目为整体，报量报价参与日前市场。

分布式新能源（含配建储能）：

以独立或聚合方式报量报价，或作为价格接受者参与。

分布式储能：

独立或聚合方式参与。

2. 中长期市场

新能源场站（含配建储能）以项目为交易单元签订中长期合约。

价格机制：

长期合同可签固定价格，也可签随市场供需变化的灵活价格。

直接参与市场的经营主体，不人为规定分时电价；电网代理购电用户，由价格主管部门根据现货市场优化峰谷时段。

3. 辅助服务市场

交易品种（现阶段）：调频（二次调频）、爬坡辅助服务。

未来规划：探索备用等辅助服务品种。

调频市场：

主体：直调公用火电、新型经营主体（含独立储能、抽蓄、虚拟电厂）。

储能参与原则：自愿。

调频里程价格区间：0.1 ~ 12 元/MW（申报单位0.1元/MW）。

出清方式：日前报价、预出清，日内分小时出清（现阶段暂与现货独立出清）。

三、关键技术参数与容量认定

1. 日可用容量核定（K值机制）

保留日可用系数（K值）：沿用2024年规则，将储能电站的可用容量与实际运行状态、备用可靠性挂钩。

考核标准：

若当日“投运+备用”小时数 <24小时，将影响可用容量核定。

调度机构负责定期测试充放电能力，作为计算依据。

对长时储能的利好：

日可用等效小时数（H）按电站核定放电功率下的实际最大连续放电小时数取值。

示例：同等功率下，4小时储能系统的日可用容量是2小时系统的两倍。这意味着长时储能在后续的容量补偿费用分配中更具优势。

2. 结算电价

独立储能、抽蓄、虚拟电厂储能类：按所在物理节点的节点电价结算。

其他用户侧主体：暂按统一结算点现货电价结算。

四、 容量补偿机制

费用来源：向用户侧收取市场化容量补偿电价（元/千瓦时，由省发改委核定）。

分配原则：发电侧主体按月度市场化可用容量占比进行分配。

计算公式：

发电侧主体容量补偿费用 = 全网发电侧市场化容量补偿费用 ×（该主体月度市场化可用容量 / 全网发电侧月度市场化可用容量）

全网月度可用容量 = ∑（当月各发电主体日市场化可用容量）/ 当月总天数

适用范围：

 报量报价参与现货的分布式电源（参照新能源场站执行）、分布式储能（参照独立储能执行）、虚拟电厂聚合资源均按此规则计算补偿。

五、 电网代理购电与特殊机制

参与方式：

挂牌交易：电网代理购电不申报挂牌价格，由发电侧摘牌，价格按省价格主管部门政策执行。

集中竞价：电网代理购电申报电量但不申报价格，作为价格接受者出清。

新能源消纳成本：原则上不高于新能源项目的上网电价。

总结

本次意见稿重点在于明确了储能主体在参与市场时拥有了“按日选择”电能量或辅助服务市场的灵活性，意味着储能可同时参与调频和现货市场。

同时通过“日可用容量（K值）+ 容量补偿占比分配”的组合拳，提高了对储能电站运行可靠性和调度响应的要求。同时，在容量核定上对放电时长（4小时 vs 2小时）给予倍数级的权重，体现了对长时储能的政策倾斜。