3月17日，山东能源监管办放出了消息，想听听大伙儿对《山东电力市场规则（试行）》的看法。这次征求意见稿里，重点讲了储能怎么加入电力市场。他们把储能明确了一下，算是独立的主体了，既可以去搞现货买卖，也能去做调频那种辅助的活儿。至于想让储能更好地发挥作用，主要是通过两种办法：一个是定个日可用容量的核定标准（K值），另一个是搞市场化的容量补偿机制。用这两手棋下来，长时储能就能多拿点好处，同时还得逼着电站在可靠性和反应速度上赶紧跟上趟。储能在进场的时候挺自由，想咋选都行，想今天卖电能量、明天卖辅助服务，或者两者一起来都行。 先说能进场的都是谁。传统的发电企业、卖电的公司、用电大户（包括电网给他们买电的）都能来；新冒出的储能公司、虚拟电厂、分布式电源、充电桩、还有那种智能微电网也都算数。要是想当独立的角色来参与，储能的电池得能扛得住大动静，充放电功率得大于等于5MW，连续顶个两小时没问题；要是分布式的就稍微低点儿门槛，功率大于等于1MW也能凑合。这两种形式都能单打独斗，也能凑在一起抱团来玩。 接着说咋去参与电力市场。现货市场这块儿挺灵活的。独立的储能可以报量报价去抢生意，看心情想不想报日前市场；也能选择是只当电能量玩家、只干辅助服务，还是两边都占着不松手。新能源的发电站如果带了储能装置，可以把项目当成一个整体来报量报价去竞拍；分布式的新能源要是带了储能，既可以自己单独报量报价当老板，也能把资源凑起来聚合一下去卖；分布式的储能也一样自己玩或者找个伴儿一起上。 中长期的合约交易就不一样了。新能源的发电站把项目包圆了签合约就行；价格怎么定看大家的意思，要么死盯着固定价签死契约，要么跟着市场的供需变化走活价签长约。直接去搞市场的那些主体，不要搞人为规定的峰谷电价那一套；电网要是帮着用户买电，那峰谷时段的划分得看省价格主管部门的脸色。 辅助服务市场目前就只有调频和爬坡这两样活儿干。以后肯定还会多一些备用之类的新项目出来。调频这块儿主要是由直调公用火电和那些新型的运营者（包括独立储能、抽水蓄能电站还有虚拟电厂）来做。储能要进来就得凭本事自愿报名；报价的价格有个范围在0.1元到12元每MW之间，每次报的时候得按照0.1元的单位来。现在出清的规则是先报个价、预出清一下，然后到了那天再分小时实打实算一笔账（不过现在跟现货市场还是分开算的）。 关键的技术参数和容量认定上有新招。日可用系数（K值）还得沿用2024年的老规矩；这就把储能电站的干活儿能力跟它的实际表现和备用的靠不靠谱紧紧绑在了一起。要是哪天“投运加备用”的时间加起来没到24个小时，那算出来的可用容量就会打折扣；调度机构会定期测试它能不能充放电来作为依据。给长时储能带来的好处是实打实的：它的日可用等效小时数（H）就按核定的放电功率下能撑多久来算。举个例子，同样功率的情况下，能连续放4小时电的系统拿到的日可用容量是只能放2小时的系统的两倍多；这也就意味着在分钱的时候，长时储能能多分点儿好东西。 结算电价这块儿也有说法。像独立的储能、抽水蓄能电站还有虚拟电厂里的储能这块儿资源，都按它们所在的物理节点的价格结算；其他用户侧的主体暂时只能按统一的结算点的现货电价来算。 容量补偿的钱袋子在哪呢？主要是从用户那边收来的市场化容量补偿电价（具体多少钱由省发改委来定）；钱该怎么分是按发电侧各主体每月的市场化可用容量占比来的。公式大概是：发电侧主体的补偿费用等于全网补偿费用乘以该主体的占比；全网的月度可用容量就是把每个发电主体当天的容量加起来再除以当月的总天数。这个规则主要适用于那些直接报量报价去搞现货的分布式电源（参照新能源场站来办）、分布式储能（参照独立储能来办），还有虚拟电厂聚合的资源都得这么算。 电网代理购电和特殊机制这块也有门道。挂牌交易的时候电网代理购电不自己报价格，就等发电侧来摘牌；价格得按照省价格主管部门的规定来走。集中竞价的时候电网代理购电只报个买的量不提价；出清的时候就当价格接受者就行了。至于新能源消纳的成本原则上不能超过项目本身的上网电价。 总结一下这次意见稿的重点就是：储能主体现在有了“按天选”的权利，可以自由切换是当电能量卖家还是辅助服务卖家；这也就意味着储能能同时去搞调频和现货这两个市场。与此同时还用了“日可用容量（K值）加容量补偿占比分配”这两套组合拳，对电站的可靠性和调度响应能力提出了更高的要求。另外在核定容量的时候对放电时长也给了很大的权重（比如4小时和2小时的区别就很大），这就是明摆着在给长时储能撑腰。