储能电站可获容量补偿，2022年山东省电力现货市场结算试运行
目前山东能源监管办、省发展改革委、省能源局组织起草的《关于2022年山东省电力现货市场结算试运行工作有关事项的补充通知》（以下简称《补充通知》）正在面向市场主体征求意见。
《补充通知》涉及电力现货市场多个方面，包括市场参与主体、交易秩序、信息披露和市场服务、规则调整等多个方面。其中针对储能电站、新能源配建储能、用户侧储能等参与市场等做出了相关规定。
给予储能电站适当容量补偿
《补充通知》指出，将坚持新型储能市场化发展方向，推动新型市场主体积极参与电力现货交易，按月度可用容量给予适当容量补偿费用。
储能电站日发电可用容量=（储能电站核定充电容量/2）×K/24，K为储能电站日可用等效小时数，包括电站运行状态、备用状态下的小时数（初期电化学储能电站日可用等效小时数暂定为2 小时，空气压缩储能等根据实际运行情况认定）。
另外，独立储能设施自电力交易平台注册生效之日起便正式参与市场交易。
激发虚拟电厂等用户侧资源参与市场交易
《补充通知》对包括虚拟电厂等新型主体参与市场交易做出了详细的规定，并调整了容量电价政策，以充分激发和释放用户侧灵活调节能力。
虚拟电厂可聚合多种可调节资源，包括：分布式光伏、分散式风电、储能（5兆瓦以下）、电动汽车（充电桩）、蓄冷蓄热空调、电热水器、自备电厂及所属企业负荷、居民农业侧可调节负荷等。6 月份起，虚拟电厂可作为独立市场主体，据市场价格信号主动参与削峰填谷，参与市场交易。
为引导可调节负荷削峰填谷，将从9月份起，对于可调节负荷试行基于峰荷责任法的容量补偿电价收取方式。在新能源大发、发电能力充裕的时段，容量补偿电价按照基准价（99.1元/兆瓦时，下同）乘以谷系数K1（K1 取值0-50%）收取；在发电能力紧张的时段，容量补偿电价按照基准价乘以峰系数K2（K2取值100%-160%）收取；其他时段容量补偿电价维持基准价不变。
建立电网企业代理购电用户峰谷分时电价动态调整机制。逐步调整电网企业代理购电用户电价结构，其输配电价执行与直接参与市场交易用户相同的固定电价政策；按照山东省净负荷曲线确定不同季节特性代理购电用户峰谷电价执行时段，促进全体工商业用户侧形成更有利于削峰填谷的价格信号。按照“先高压、后低压”的顺序，有序推动电网企业代理购电用户分时计量、结算，2022年底前代理购电高压用户（电价的电压等级为高压）具备执行分时结算条件。
新能源参与电力市场
《补充通知》明确，稳妥推进新能源参与电力市场交易，构建市场形成新能源价格的电价机制、与新能源相适应的交易机制。支持新能源项目与配套建设储能联合，作为一个市场主体参与市场交易并结算。对由于报价原因未中标电量不纳入新能源弃电量统计。
此外，《补充通知》提出逐步将分布式新能源纳入市场主体范围，与集中式新能源场站同等参与市场偏差费用分摊。
今年7月份起，将省内10 千伏及以上电压等级并网的非户用分散式风电、分布式光伏（不含扶贫项目）纳入市场偏差费用分摊范围；2023 年1月份起，省内全部非户用分散式风电、分布式光伏（不含扶贫项目），新建并网的户用分布式（不含扶贫项目）纳入市场偏差费用分摊范围。根据市场发展情况，逐步将所有新能源发电企业（不含扶贫项目）纳入电力市场交易主体范围。分散式风电、分布式光伏（不含扶贫项目）以其全部上网电量为基数分摊市场偏差费用。
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