储能与电力市场获悉，近日，山东电力交易中心发布关于印发《山东电力市场规则（试行）》的通知。
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。
分布式储能，充放电功率暂定为不低于1兆瓦，持续充放时间不低于2小时。
新能源配建储能，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（含负荷聚合商），聚合单元类型分为分布式发电类聚合单元、储能类聚合单元和负荷类聚合单元。储能类聚合单元单个聚合单元资源总容量不低于1兆瓦、持续充放电时间不低于2小时。
对于独立储能电站，规则中与独立储能密切相关的条款包括：
容量补偿中，有效容量的核定以及补偿费用的计算。
电能量市场中，电力现货市场的参与规则、结算价格等。
辅助服务市场中，调频辅助服务、爬坡辅助服务的相关规则。
具体内容如下。
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：
发电侧主体市场化容量补偿费用=全网发电侧市场化容量补偿费用x发电侧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
其中:
全网发电侧市场化容量补偿费用=市场化容量补偿电价x（省内发电侧市场化电量-新能源机制电量）
全网发电侧月度市场化可用容量=∑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：
独立新型储能电站日市场化可用容量 = 储能电站核定放电功率 × K × H/24，K为储能电站日可用系数，H为储能电站日可用等效小时数。
日可用系数K=电站当日运行及备用状态下的小时数（计划检修、临故修时间不计入）/24
日可用等效小时数H为电站核定放电功率下的最大连续放电小时数。
独立新型储能电站核定充放电功率及充放电小时数由电力调度机构进行测试认定。电力调度机构应制定相应测试认定细则。
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）》，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，分布式电源、分布式储能、虚拟电厂也可以获得容量补偿：
对于新能源场站的日市场化可用容量，规则指出：
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，而此时正是光伏大发时段，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。
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分布式储能独立或以聚合方式报量报价参与现货市场，自愿参与日前市场经济出清。分布式储能电站申报充放电出力价格曲线，充电和放电可分别最多申报5个出力段，每段需申报出力区间起点（MW）、出力区间终点（MW）以及该区间出力价格(元MWh)。
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。
调频里程价格上下限分为12元/MW、0.1元/MW。
现阶段，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。调频辅助服务市场综合考虑各参与主体调频里程申报价格、机会成本、调频机组性能和电网调频需求进行出清，确定调频中标机组、中标容量和出清价格。
原文如下：
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责任编辑：丁凯乐
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