文章核心观点 山东省发布新版电力市场规则，旨在构建适应高比例新能源和新型经营主体参与的电力市场体系，通过明确各类主体入市标准、优化价格与容量补偿机制、完善交易品种与结算方式，为储能、虚拟电厂等新质生产力发展提供制度保障，并推动市场与全国统一规则体系衔接[47][48][50] 新型经营主体定义与参与标准 - 明确八类新型经营主体，包括储能企业、虚拟电厂、分布式电源等，并分别规定了其参与市场交易的基本单元[3][4][5][6][7][8][9][10] - 独立新型储能参与电能量市场要求充放电功率不低于5兆瓦，持续充放电时间不低于2小时；参与调频等辅助服务市场则要求不低于15分钟[4] - 分布式储能参与市场要求充放电功率暂定不低于1兆瓦[5] - 虚拟电厂可聚合各类资源，其储能类单个聚合单元资源总容量不低于1兆瓦，并可聚合公共电网连接点在10（6）千伏以下或装机容量10兆瓦以下的分布式储能[7] 价格机制 - 中长期市场成交价格由经营主体通过市场形成，绿电交易价格由电能量价格与绿电环境价值组成[12][13] - 对直接参与市场交易的经营主体，不人为规定分时电价水平和时段[13] - 发电侧主体价格由电能量价格、市场化容量补偿价格、煤电容量电费、辅助服务费用等构成[13] - 现阶段，独立新型储能电站、抽水蓄能电站、虚拟电厂储能类聚合单元的用电侧以所在物理节点的节点电价作为现货市场结算价格[13][41] 容量补偿机制 - 建立发电侧市场化容量补偿机制，费用按照月度市场化可用容量占比进行分配[15][16] - 新能源场站（含配建储能）等主体的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[17] - 独立新型储能电站的日市场化可用容量计算公式为：核定放电功率 × 日可用系数K × 日可用等效小时数H / 24[17] - 报量报价参与现货市场的分布式电源和分布式储能的日可用容量，分别参照新能源场站和独立新型储能执行[18][19] 中长期与现货交易运营 - 中长期交易包括数年、年度、月度、月内等周期，交易方式包括集中交易和双边协商交易[23] - 交易双方可自主选择实时市场或日前市场任一节点或统一结算点作为中长期结算参考点[24] - 新能源场站（含配建储能）以报量报价方式参与现货市场[28] - 新型经营主体原则上以交易单元为单位报量报价参与现货市场，过渡阶段可自愿选择参与日前市场[29] - 符合条件的新型经营主体（如独立储能、虚拟电厂）可选择同时参与电能量市场和辅助服务市场，或按日仅参与其一[29] - 虚拟电厂以聚合单元为单位报量报价参与现货市场[31] - 分布式新能源（含配建储能）可以独立、聚合方式或作为价格接受者参与现货市场[32] 辅助服务市场 - 辅助服务市场暂只开展调频（二次调频）和爬坡辅助服务的集中交易[34] - 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，调频里程价格上下限分别为12元/兆瓦和0.1元/兆瓦[35][36] - 新型经营主体按自愿原则参与调频辅助服务市场[37] - 调频辅助服务市场和现货市场联合出清，技术条件不具备时暂独立出清[38] - 储能类资源同时参与两个市场时，需在日前申报基础上预留功率和荷电量（SOC）[38] 计量结算 - 电力市场结算以自然月为周期，按日清分、按月结算[40] - 资源聚合类新型经营主体及分散资源按照聚合服务合同明确的电能量价格单独结算[41] - 发电侧主体以交易单元所在物理节点的节点电价作为现货市场结算价格[41] - 因电网安全需要调用独立新型储能，且调用期间实时市场充放电收益为负时，给予运行成本补偿[41] 规则修订重点与影响 - 修订背景是落实全国统一电力市场要求，保障新能源全量入市平稳实施，并基于2026年1月以来的运行监测进行优化[48][49] - 修订重点包括衔接全国规则、明确新型主体入市标准、优化交易运行机制、调整费用分摊结算、强化市场风险防控等[50] - 为储能及虚拟电厂发展提供制度保障：分类明确技术标准、明确新能源与配建储能整体参与市场、优化储能多市场协同参与机制、健全虚拟电厂全流程市场参与机制[51][52][53] - 完善市场费用分摊机制：运行成本补偿费用计算公式中不再考虑日前市场电能量电费；调整优发超出优购曲线匹配偏差费用的分摊方式[54] - 优化局部市场力监管的触发条件和监管标准，以维护公平竞争[55] - 推动日内市场更贴近实际：将新能源功率预测等上报频率由每日2次调整为逐小时上报[56]