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
3月17日，山东能源监管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，围绕新型储能如何参与电力市场进行了详细规定。
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。
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