3月17日，山东能源监管办发布关于公开征求《山东电力市场规则（试行）》（征求意见稿）意见的通知，围绕新型储能如何参与电力市场进行了详细规定。

　　政策导向：通过日可用容量核定（K值） 和市场化容量补偿机制，对长时储能给予倾斜，同时考验电站的运行可靠性和调度响应能力。

　　新型主体：储能企业、虚拟电厂、分布式电源、电动汽车充电设施、智能微电网等。

　　直接参与市场的经营主体，不人为规定分时电价；电网代理购电用户，由价格主管部门根据现货市场优化峰谷时段。

　　保留日可用系数（K值）：沿用2024年规则，将储能电站的可用容量与实际运行状态、备用可靠性挂钩。

　　日可用等效小时数（H）按电站核定放电功率下的实际最大连续放电小时数取值。

　　示例：同等功率下，4小时储能系统的日可用容量是2小时系统的两倍。这意味着长时储能在后续的容量补偿费用分配中更具优势。

　　费用来源：向用户侧收取市场化容量补偿电价（元/千瓦时，由省发改委核定）。

　　发电侧主体容量补偿费用 = 全网发电侧市场化容量补偿费用 ×（该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）

　　全网月度可用容量 = ∑（当月各发电主体日市场化可用容量）/ 当月总天数

　　报量报价参与现货的分布式电源（参照新能源场站执行）、分布式储能（参照独立储能执行）、虚拟电厂聚合资源均按此规则计算补偿。

　　挂牌交易：电网代理购电不申报挂牌价格，由发电侧摘牌，价格按省价格主管部门政策执行。

　　本次意见稿重点在于明确了储能主体在参与市场时拥有了“按日选择”电能量或辅助服务市场的灵活性，意味着储能可同时参与调频和现货市场。

　　同时通过“日可用容量（K值）+ 容量补偿占比分配”的组合拳，提高了对储能电站运行可靠性和调度响应的要求。同时，在容量核定上对放电时长（4小时 vs 2小时）给予倍数级的权重，体现了对长时储能的政策倾斜。