储能与电力市场获悉，近期《山东电力市场规则（试行）》印发。本规则自 2024年5月1日起施行，有效期三年。
参与现货方式。考虑电网安全运行及新型储能发展趋势，将独立新型储能参与市场方式优化为“报量报价”参与现货市场。
日可用容量核定方面，独立储能引入电站日可用系数。明确电力调度机构负责定期测试独立新型储能电站充放电能力，作为可用容量计算依据。完善核电机组、风电场、新型经营主体等可用容量计算方法。其中，核电机组、风电场均按照负荷高峰时段平均市场化上网电力计算可用容量。
调频辅助服务市场方面，设置调频容量分时段出清机制，满足不同时段电网调节需求，保障电网安全运行。调整费用计算公式，采用基于调频里程的单一制价格机制进行费用计算。
现阶段储能只能在电能量现货市场和调频市场中“二选一”，实现储能电站的多重收益，还不具备条件。
进一步扩大调频辅助服务市场参与主体范围。现阶段，辅助服务市场暂只开展调频（二次调频）辅助服务、爬坡辅助服务的集中交易。后续根据电力市场发展情况与实际需求，探索研究建立备用等辅助服务交易品种。
其它调整还包括，新建一二次限价机制，完善市场力监管机制，以及有序衔接机组并网运行考核、增加零售套餐等。
独立新型储能（包括同一主体聚合分布式储能），充放电功率≥5MW/2h；满足最大充放电功率、最大调节容量及持续充放电时间等对应的技术条件；电力调度机构对相应技术条件进行测试。
虚拟电厂准入条件：可调节能力、连续调节时间≥5MW/1h，接入新型电力负荷管理系统、电力调度自动化系统，具备负荷预测、发用电计划管理、负荷管理策略执行等功能，并通过相关能力测试。
虚拟电厂机组类型：根据聚合资源类型及聚合方式确定，可同时具有发电储能类机组（#1机）、全电量负荷类机组（#2F机）、调节量负荷类机组（#2R机）。发电储能类机组（#1机）聚合分布式光伏、分散式风电等发电类机组或分布式储能等未纳入调度管理的储能类资源，其爬坡能力不低于0.2MW/分钟。
容量补偿电价下调
独立储能容量补偿费用降低
《山东电力市场规则（试行）》规定，独立储能获得容量补偿的主要依据：市场化容量补偿电价，按省价格主管部门有关政策执行。
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。
而用户侧市场化场费用=市场化容量补偿电价×用户侧主体月度省内市场结算电量，显然这一举措将直接导致用户侧收取的市场化容量补偿费用总额下降。
而独立储能电站的容量补偿主要来自于用户侧市场化场费用，此次调整将大幅降低独立储能电站可获得的容量补偿费用。
根据储能与电力市场估算，上述政策调整前，100MW/200MWh独立储能年度可获得年度容量补偿费用为600万元/年。调整后，在其他配套政策不变的情况下，100MW/200MWh独立储能可获得的年度容量补偿或将降低为426万元/年。（可参考文章：山东容量电价调整：100MW独立储能项目年度补偿约426万，降低约28.86%）。
引进日可用系数
调度机构核定功率/时长
有利长时储能，考验电站运行水平
在独立储能电站的可用容量认定方面，《山东电力市场规则（试行）》也进行了大幅调整。
独立新型储能电站的日市场化可用容量计算，引入了储能的日可用系数（K值），并且对于日可用等效小时数H的取值，也规定为电站核定放电功率下实际最大连续放电小时数。
也即新政策下，如果当日的投运+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，相当于增加对电站备用可靠性的评价。
且相同核定放电功率下，K值相同时，最大放电时长4小时的储能电站日可用容量将会是2小时储能系统的两倍。更长的储能放电时长获得的日可用容量核定更大，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。
2024年初发布《山东电力市场规则（试行）》(征求意见稿）后，对于可用容量核定的这一条款，引发了较大争议。在此之前，可用容量的计算并不考虑储能的投运时长，全天的时间内，只要有投运，便可以取得相应的容量补偿费用。另外，现行政策也并不考虑K的影响，对于H，2小时系统取值为2，4小时及以上的系统，取值为4。示范项目，可用容量在上述计算结果上，乘以2处理。
《山东电力市场规则（试行）》正式稿显然并未修订此条款，显然这对独立储能电站运营水平提出了更高的要求。更长时间运行/备用时间，意味着更高的容量补偿费用。
还需注意的是，正式稿删除了核定测试认定的时间要求。独立新型储能电站核定充放电功率及充放电小时数，均需由电力调度机构进行测试认定。征求意见稿中，曾经要求调度机构每季度进行测试认定，正式稿调度机构的核定频次究竟如何，并不明确。
这显然对对独立储能电站的性能，尤其是容量衰减率提出了一定的要求。如需在一定时间尺度内获得较为稳定的容量补偿收益，则独立储能电站在建设设计初期，需要考虑一定的容量冗余配置，从而增加储能电站的整体投资水平。
报量报价参与现货市场
电能量、调频市场二选一
无法获取多重收益
《山东电力市场规则（试行）》规定，独立新型储能电站以报量报价方式参与现货市场出清，在满足电网安全运行条件下，根据报价出清充放电曲线。此前，独立储能参与电力现货市场，报量不报价，作为价格接受者参与市场，电网优先保证储能调度。
显然，“报量报价”进一步增加了储能电站参与现货市场的复杂性，报价策略直接决定了储能是否能顺利提供服务。
另外，在参与现货市场时，独立新型储能电站申报充放电出力价格曲线时，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）。
目前山东的独立储能电站大都集中在午间充电、傍晚放电。以上5个出力段的设置，将进一步增加储能电站参与电力市场时的精细化管理水平。
报量报价，分段申报，显然对储能电站运营水平提出了更高的要求，如何准确预测电价，进行充放电管理，将直接影响储能电站的盈利水平。
另外，独立新型储能电站在竞价日12:00前，通过山东电力交易平台申报运行日参与调频辅助服务市场或参与现货市场。这意味着，现阶段储能只能在电能量现货市场和调频市场中“二选一”，实现储能电站的多重收益，还不具备条件。
征求意见稿中曾明确，具备条件后，独立新型储能电站在运行日内可选择分时参与电能量或调频辅助服务市场——即可参与两种市场；参与调频辅助服务市场时，储能设施调频贡献率设定为0.1——大幅缩小独立储能电站在调频辅助服务中的获利水平。
正式文件则未明确分时参与市场与储能贡献率设定。或表明对于独立储能电站参与调频的收益大小尚存在争议，未来可根据贡献率的大小设置来评判储能电站参与调频辅助服务的收益情况。
核电机组、地方公用电厂及并网自备电厂、新能源场站（含配建储能）、新型经营主体市场化可用容量原则上按照负荷高峰时段平均市场化上网电力计算。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。
该规定实际上意味着包含新能源场站（含配建储能）、虚拟电厂的日市场化可用容量仅考虑尖峰时段平均上网电力（现阶段，光伏电站（含其配建储能）日市场化可用容量暂按其日平均上网电力计算。）也即新能源只有在尖峰时段有放电，才能获得容量补偿。这一规定也间接促进了新能源配储以获得容量补偿。
此外，在中长期交易方面，明确中长期交易合约签订时，需要签订中长期结算参考点，中长期合同电量除按中长期合同成交价格结算外，还需结算所在节点与中长期结算参考点的现货价格差值，体现发电侧所在节点空间价值。将发电侧结算颗粒度由1小时调整为15分钟，能够更有效激励调节性电源参与系统调节。
原文如下。
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责任编辑：尚冰清
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