近日，山東能監辦發布關于公開征求《山東電力市場規則(試行)》（征求意見稿）意見的通知。
對于獨立儲能電站，此次規則明確的建立發電側市場化容量補償機制，需要重點關注。
規則指出，發電側主體市場化容量補償費用按照月度市場化可用容量占比進行分配，容量補償標準按照省價格主管部門相關政策執行。
發電側市場化容量補償費用按月向用戶側收取，由用戶側按月度實際用電量比例分攤。
獨立新型儲能電站核定充放電功率及充放電小時數由電力調度機構進行測試認定。電力調度機構應制定相應測試認定細則。
2023年12月，山東省發改委、山東監管辦、省能源局聯合印發《關于貫徹發改價格〔2023〕1501號文件完善我省容量電價機制有關事項的通知》。該通知制定了燃煤機組容量補償標準為每年每千瓦100元（含稅），并將市場化容量補償電價用戶側收取標準由0.0991元/kWh暫調整為0.0705元/kWh。
此舉調低了山東省市場化容量電價的標準，獨立儲能電站的容量補償費用也因此下降了約30%。
2024年4月，《山東電力市場規則（試行）》印發，在獨立新型儲能電站的日市場化可用容量計算方面，首次引入了儲能的日可用系數K，并調整了日可用等效小時數H的計算方式。
此次發布的《山東電力市場規則（試行）》（征求意見稿），維持了2024年4月試行規則的規定，顯示了山東省對于獨立儲能電站運行可靠性的要求，以及對于長時儲能的支持。
另外，規則也指出，分布式儲能、虛擬電廠也可以獲得容量補償：報量報價參與市場的分布式儲能日可用容量參照獨立新型儲能執行；虛擬電廠聚合分布式電源與分布式儲能的虛擬電廠，根據聚合資源類型獲得市場化容量補償費用。
對于新能源場站的日市場化可用容量，規則指出：
新能源場站（含配建儲能）日市場化可用容量=運行日負荷高峰時段電站市場化實際上網電力平均值×（1-機制電量比例）（若小于0，按0計）。
不具備分時上網電量數據采集條件的電廠，將其每日上網電量均分至全天24小時計算分時上網電力。
負荷高峰時段暫取工商業用戶市場化容量補償電價尖峰時段。分時電價時段按照省價格主管部門有關規定執行。
這也意味著：
新能源場站的機制電量，將不再獲得容量補償。
新能源只有在高峰時段發出的電力，才能獲得容量補償。
在山東省的分時電價中，中午時段為谷段，而此次正是光伏大發時段，這一規則顯然減少了光伏場站可獲取的容量補償費用，光伏配儲，進行能量轉移，將更具價值。
電能量市場方面，山東省的此次發布的規則，還制定了獨立儲能參與中長期市場的相關規則，在現貨市場以外，電力市場中獨立儲能獲得了新的應用機會。
規則還對調頻、爬坡等輔助服務，儲能電站的基本要求等進行了規定，詳細條款如下。
新型主體與可參與市場
根據規則，儲能企業、虛擬電廠、分布式電源、電動汽車充電設施、智能微電網等新型經營主體均可參與電力市場。
獨立新型儲能充放電功率暫定為不低于5兆瓦，持續充放電時間不低于2小時。具有法人資格時配建新型儲能可選擇轉為獨立新型儲能項目，作為經營主體直接參與電力市場交易。
虛擬電廠聚合分布式儲能等未納入調度管理的儲能類資源，聚合總資源容量不低于5兆瓦；調節量負荷類聚合單元可調節能力暫定為不低于5兆瓦、連續調節時間不低于1小時。
規則適用于在山東開展的電力中長期交易、現貨交易、輔助服務交易等電力批發市場交易，以及與其相銜接的電力零售市場交易。其中：
日前市場采取“發電側報量報價、用戶側報量報價”模式。新能源項目和用戶自愿參與日前市場。
調頻、爬坡、備用等輔助服務市場與現貨市場聯合出清。技術支持系統不具備條件時，調頻輔助服務市場暫與現貨市場獨立出清。
新能源（風電、太陽能發電）上網電量原則上全部進入電力市場，上網電價通過市場交易形成。新能源可報量報價參與交易，也可接受市場形成的價格。
工商業用戶全部進入電力市場，按照市場價格購電。
規則表示，經營主體之間不得實行串通報價、哄抬價格以及擾亂市場秩序等行為。經營主體進行電能量交易，不得濫用市場支配地位操縱市場價格；由多個發電廠組成的發電企業進行電能量交易，不得集中報價。
中長期交易
中長期交易包括雙邊協商交易和集中交易兩種方式。其中，集中交易包括集中競價交易、掛牌交易和滾動撮合交易等形式。
電網企業通過參與場內集中交易方式（不含撮合交易）代理工商業用戶購電，以報量不報價方式、作為價格接受者參與市場出清。
中長期交易通過雙邊協商、集中交易等市場化方式形成電能量價格。現貨市場采用全電量競價模式和節點邊際電價機制。電網企業代理購電用戶在現貨市場中不申報價格。
根據機組裝機容量確定發電側月度凈合約量上限。獨立新型儲能、虛擬電廠儲能類交易單元發電側或用電側月度凈合約量上限=獨立新型儲能、儲能類聚合商交易單元裝機容量×額定功率最大放/充電時長×當月天數。
現貨交易
獨立新型儲能電站應參與日前市場預出清申報，可自愿參與日前市場交易申報。選擇參與日前市場的獨立新型儲能電站，應報量報價參與。
現貨市場采用全電量競價模式和節點邊際電價機制。
新能源上網電量全部進入電力市場，上網電價通過市場交易形成。新能源（含配建儲能）以報量報價或以價格接受者方式參與現貨市場。
集中式管理新能源場站（含配建儲能），以報量報價方式參與現貨市場。
分布式新能源（含配建儲能）作為分布式電源經營主體以獨立或聚合方式報量報價參與現貨市場，或作為價格接受者參與現貨市場。
（1）報量報價參與現貨市場。獨立參與市場的分布式新能源、以聚合方式參與市場的分布式新能源聚合單元應具備功率預測、接受并執行電力調度機構的有功功率控制指令和發電計劃曲線等與調度自動化系統數據交互的能力。
（2）作為價格接受者參與現貨市場。未以獨立或聚合方式參與市場的分布式新能源，作為價格接受者參與現貨市場。新能源（含配建儲能）原則上以交易單元為單位同時在運行日申報配建儲能充放電曲線。
完善現貨市場與輔助服務市場銜接機制。調頻輔助服務市場采用基于調頻里程的單一制價格機制。技術支持系統不具備條件時，調頻輔助服務市場與現貨市場獨立出清。條件具備后，調頻輔助服務市場和現貨市場聯合出清。
爬坡輔助服務市場采用基于中標容量的單一制價格機制，采用日前申報、日內與實時電能量市場聯合出清的方式。
輔助服務
調頻輔助服務市場采用基于調頻里程的單一制價格機制，按效果付費，調頻費用根據出清價格、調頻里程、性能系數三者乘積計算。調頻輔助服務提供者主要為并網發電機組和新型經營主體（含獨立新型儲能電站、虛擬電廠（含負荷聚合商）等）。
新型經營主體按自愿原則參與調頻輔助服務市場。
調頻輔助服務市場交易組織采用日前報價、日前預出清、日內分小時出清的模式。參與調頻輔助服務市場的發電機組和新型經營主體應在可調出力上限、下限范圍內分別預留固定容量，即上調頻預留容量、下調頻預留容量；可調出力范圍扣除上、下調頻預留容量后剩余容量為調頻容量。參與調頻輔助服務市場主體的可調出力范圍應大于調頻預留容量。
獨立新型儲能等儲能類主體上、下調頻預留容量為額定功率的fe%，調頻預留荷電狀態（SOC）為fsoc%。
現階段，調頻市場采用日前集中競價、日前預出清、日內小時前出清的組織方式。
市場電價結算
虛擬電廠（含負荷聚合商）按照聚合單元開展結算，采用“日清月結”模式。虛擬電廠（含負荷聚合商）儲能類聚合單元按照批發市場發電側、用戶側主體結算規則計算發電側綜合市場交易電費及用戶側電費。聚合資源按照其簽訂的分布式發電零售合同、分布式用電零售合同分別結算電能量電費，按照新型經營主體可用容量計算規則計算容量補償費用。儲能類聚合單元的收益為批發、零售市場售電費與批發、零售市場購電費（含容量補償費用）的差額。
報量報價參與現貨交易的分布式電源（含配儲）、分布式儲能等按照批發市場發電側/用戶側主體結算規則計算發電側綜合市場交易電費及用戶側電費。
作為價格接受者參與現貨交易的分布式電源（含配儲），應按照上網電量及所在節點實時市場出清電價開展電能量電費結算。
市場運行費用處理
因電網安全運行需要調用獨立新型儲能，且按調度指令執行的電站，若調用期間實時市場充放電價差不滿足儲能申報價格，則給予運行成本補償；反之不給予運行成本補償。
獨立儲能給予運行成本補償的范圍包括：
（1）獨立新型儲能核定容量調用，且核定結果與并網調度協議能力一致；
（2）因電網安全約束或電網潮流控制要求，調用獨立新型儲能充電或放電，且按調度指令執行的電站；
（3）因電力供應緊張，調用獨立儲能放電，且按調度指令執行的電站；
（4）其他因系統安全穩定需要調用獨立儲能的情況，但不包括新能源消納困難、上級調度集中調用等情況。
對于獨立儲能電站，此次規則明確的建立發電側市場化容量補償機制，需要重點關注。
規則指出，發電側主體市場化容量補償費用按照月度市場化可用容量占比進行分配，容量補償標準按照省價格主管部門相關政策執行。
發電側市場化容量補償費用按月向用戶側收取，由用戶側按月度實際用電量比例分攤。
獨立新型儲能電站核定充放電功率及充放電小時數由電力調度機構進行測試認定。電力調度機構應制定相應測試認定細則。
2023年12月，山東省發改委、山東監管辦、省能源局聯合印發《關于貫徹發改價格〔2023〕1501號文件完善我省容量電價機制有關事項的通知》。該通知制定了燃煤機組容量補償標準為每年每千瓦100元（含稅），并將市場化容量補償電價用戶側收取標準由0.0991元/kWh暫調整為0.0705元/kWh。
此舉調低了山東省市場化容量電價的標準，獨立儲能電站的容量補償費用也因此下降了約30%。
2024年4月，《山東電力市場規則（試行）》印發，在獨立新型儲能電站的日市場化可用容量計算方面，首次引入了儲能的日可用系數K，并調整了日可用等效小時數H的計算方式。
此次發布的《山東電力市場規則（試行）》（征求意見稿），維持了2024年4月試行規則的規定，顯示了山東省對于獨立儲能電站運行可靠性的要求，以及對于長時儲能的支持。
另外，規則也指出，分布式儲能、虛擬電廠也可以獲得容量補償：報量報價參與市場的分布式儲能日可用容量參照獨立新型儲能執行；虛擬電廠聚合分布式電源與分布式儲能的虛擬電廠，根據聚合資源類型獲得市場化容量補償費用。
對于新能源場站的日市場化可用容量，規則指出：
新能源場站（含配建儲能）日市場化可用容量=運行日負荷高峰時段電站市場化實際上網電力平均值×（1-機制電量比例）（若小于0，按0計）。
不具備分時上網電量數據采集條件的電廠，將其每日上網電量均分至全天24小時計算分時上網電力。
負荷高峰時段暫取工商業用戶市場化容量補償電價尖峰時段。分時電價時段按照省價格主管部門有關規定執行。
這也意味著：
新能源場站的機制電量，將不再獲得容量補償。
新能源只有在高峰時段發出的電力，才能獲得容量補償。
在山東省的分時電價中，中午時段為谷段，而此次正是光伏大發時段，這一規則顯然減少了光伏場站可獲取的容量補償費用，光伏配儲，進行能量轉移，將更具價值。
電能量市場方面，山東省的此次發布的規則，還制定了獨立儲能參與中長期市場的相關規則，在現貨市場以外，電力市場中獨立儲能獲得了新的應用機會。
規則還對調頻、爬坡等輔助服務，儲能電站的基本要求等進行了規定，詳細條款如下。
新型主體與可參與市場
根據規則，儲能企業、虛擬電廠、分布式電源、電動汽車充電設施、智能微電網等新型經營主體均可參與電力市場。
獨立新型儲能充放電功率暫定為不低于5兆瓦，持續充放電時間不低于2小時。具有法人資格時配建新型儲能可選擇轉為獨立新型儲能項目，作為經營主體直接參與電力市場交易。
虛擬電廠聚合分布式儲能等未納入調度管理的儲能類資源，聚合總資源容量不低于5兆瓦；調節量負荷類聚合單元可調節能力暫定為不低于5兆瓦、連續調節時間不低于1小時。
規則適用于在山東開展的電力中長期交易、現貨交易、輔助服務交易等電力批發市場交易，以及與其相銜接的電力零售市場交易。其中：
日前市場采取“發電側報量報價、用戶側報量報價”模式。新能源項目和用戶自愿參與日前市場。
調頻、爬坡、備用等輔助服務市場與現貨市場聯合出清。技術支持系統不具備條件時，調頻輔助服務市場暫與現貨市場獨立出清。
新能源（風電、太陽能發電）上網電量原則上全部進入電力市場，上網電價通過市場交易形成。新能源可報量報價參與交易，也可接受市場形成的價格。
工商業用戶全部進入電力市場，按照市場價格購電。
規則表示，經營主體之間不得實行串通報價、哄抬價格以及擾亂市場秩序等行為。經營主體進行電能量交易，不得濫用市場支配地位操縱市場價格；由多個發電廠組成的發電企業進行電能量交易，不得集中報價。
中長期交易
中長期交易包括雙邊協商交易和集中交易兩種方式。其中，集中交易包括集中競價交易、掛牌交易和滾動撮合交易等形式。
電網企業通過參與場內集中交易方式（不含撮合交易）代理工商業用戶購電，以報量不報價方式、作為價格接受者參與市場出清。
中長期交易通過雙邊協商、集中交易等市場化方式形成電能量價格。現貨市場采用全電量競價模式和節點邊際電價機制。電網企業代理購電用戶在現貨市場中不申報價格。
根據機組裝機容量確定發電側月度凈合約量上限。獨立新型儲能、虛擬電廠儲能類交易單元發電側或用電側月度凈合約量上限=獨立新型儲能、儲能類聚合商交易單元裝機容量×額定功率最大放/充電時長×當月天數。
現貨交易
獨立新型儲能電站應參與日前市場預出清申報，可自愿參與日前市場交易申報。選擇參與日前市場的獨立新型儲能電站，應報量報價參與。
現貨市場采用全電量競價模式和節點邊際電價機制。
新能源上網電量全部進入電力市場，上網電價通過市場交易形成。新能源（含配建儲能）以報量報價或以價格接受者方式參與現貨市場。
集中式管理新能源場站（含配建儲能），以報量報價方式參與現貨市場。
分布式新能源（含配建儲能）作為分布式電源經營主體以獨立或聚合方式報量報價參與現貨市場，或作為價格接受者參與現貨市場。
（1）報量報價參與現貨市場。獨立參與市場的分布式新能源、以聚合方式參與市場的分布式新能源聚合單元應具備功率預測、接受并執行電力調度機構的有功功率控制指令和發電計劃曲線等與調度自動化系統數據交互的能力。
（2）作為價格接受者參與現貨市場。未以獨立或聚合方式參與市場的分布式新能源，作為價格接受者參與現貨市場。新能源（含配建儲能）原則上以交易單元為單位同時在運行日申報配建儲能充放電曲線。
完善現貨市場與輔助服務市場銜接機制。調頻輔助服務市場采用基于調頻里程的單一制價格機制。技術支持系統不具備條件時，調頻輔助服務市場與現貨市場獨立出清。條件具備后，調頻輔助服務市場和現貨市場聯合出清。
爬坡輔助服務市場采用基于中標容量的單一制價格機制，采用日前申報、日內與實時電能量市場聯合出清的方式。
輔助服務
調頻輔助服務市場采用基于調頻里程的單一制價格機制，按效果付費，調頻費用根據出清價格、調頻里程、性能系數三者乘積計算。調頻輔助服務提供者主要為并網發電機組和新型經營主體（含獨立新型儲能電站、虛擬電廠（含負荷聚合商）等）。
新型經營主體按自愿原則參與調頻輔助服務市場。
調頻輔助服務市場交易組織采用日前報價、日前預出清、日內分小時出清的模式。參與調頻輔助服務市場的發電機組和新型經營主體應在可調出力上限、下限范圍內分別預留固定容量，即上調頻預留容量、下調頻預留容量；可調出力范圍扣除上、下調頻預留容量后剩余容量為調頻容量。參與調頻輔助服務市場主體的可調出力范圍應大于調頻預留容量。
獨立新型儲能等儲能類主體上、下調頻預留容量為額定功率的fe%，調頻預留荷電狀態（SOC）為fsoc%。
現階段，調頻市場采用日前集中競價、日前預出清、日內小時前出清的組織方式。
市場電價結算
虛擬電廠（含負荷聚合商）按照聚合單元開展結算，采用“日清月結”模式。虛擬電廠（含負荷聚合商）儲能類聚合單元按照批發市場發電側、用戶側主體結算規則計算發電側綜合市場交易電費及用戶側電費。聚合資源按照其簽訂的分布式發電零售合同、分布式用電零售合同分別結算電能量電費，按照新型經營主體可用容量計算規則計算容量補償費用。儲能類聚合單元的收益為批發、零售市場售電費與批發、零售市場購電費（含容量補償費用）的差額。
報量報價參與現貨交易的分布式電源（含配儲）、分布式儲能等按照批發市場發電側/用戶側主體結算規則計算發電側綜合市場交易電費及用戶側電費。
作為價格接受者參與現貨交易的分布式電源（含配儲），應按照上網電量及所在節點實時市場出清電價開展電能量電費結算。
市場運行費用處理
因電網安全運行需要調用獨立新型儲能，且按調度指令執行的電站，若調用期間實時市場充放電價差不滿足儲能申報價格，則給予運行成本補償；反之不給予運行成本補償。
獨立儲能給予運行成本補償的范圍包括：
（1）獨立新型儲能核定容量調用，且核定結果與并網調度協議能力一致；
（2）因電網安全約束或電網潮流控制要求，調用獨立新型儲能充電或放電，且按調度指令執行的電站；
（3）因電力供應緊張，調用獨立儲能放電，且按調度指令執行的電站；
（4）其他因系統安全穩定需要調用獨立儲能的情況，但不包括新能源消納困難、上級調度集中調用等情況。
