储能网 solar_pv D2

发布：2026-04-01 · 事件：2026-04-01

中国储能网讯：2026年5月8日，山东能监办正式发布《山东电力市场规则(试行)》(2026年4月修订版)，符合条件的独立新型储能电站、虚拟电厂等可选择同时参与电能量市场和辅助服务市场，或按日仅参与电能量市场或辅助服务市场。文件明确，分布式储能可独立或以聚合方式参与现货市场。 文件显示，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，调频费用根据出清价格、调频里程、性能系数三者乘积计算；调频里程价格上下限分为12元/MW、0.1元/MW。

电力系统贸易

中国储能网讯：2026年5月8日，山东能监办正式发布《山东电力市场规则(试行)》(2026年4月修订版)，符合条件的独立新型储能电站、虚拟电厂等可选择同时参与电能量市场和辅助服务市场，或按日仅参与电能量市场或辅助服务市场。文件明确，分布式储能可独立或以聚合方式参与现货市场。 文件显示，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，调频费用根据出清价格、调频里程、性能系数三者乘积计算；调频里程价格上下限分为12元/MW、0.1元/MW。 原则上，独立新型储能充放电功率暂定为不低于5MW，分布式储能充放电功率暂定为不低于1MW。其中，参与电能量市场的独立储能持续充放时间不低于2小时，参与调频等辅助服务市场的储能持续充放时间不低于15分钟。 全电量负荷类聚合单元，调节量负荷类聚合单元可调节能力暂定为不低于1MW、连续调节时间不低于1小时。调节量负荷类聚合单元可选择以削峰或填谷方式参与现货市场出清。 独立新型储能运行成本补偿费用纳入范围。因电网安全运行需要指定运行日结束时刻的荷电状态期望值或调用独立新型储能，且按调度指令执行的电站，若调用期间实时市场充放电收益为负时，则给予运行成本补偿。 新型储能电站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经济出清；可选择同时参与电能量市场和辅助服务市场，或按日仅参与电能量市场或辅助服务市场。 虚拟电厂以聚合单元为单位报量报价参与现货市场；新能源场站（含配建储能）报量报价方式参与现货市场；分布式新能源（含配建储能）以独立或聚合方式报量报价参与现货市场，或作为价格接受者参与现货市场。 独立新型储能运行成本补偿费用纳入范围市场运行费用。若调用期间实时市场充放电收益为负时，给予运行成本补偿。 为贯彻落实国家关于完善全国统一电力市场体系工作部署，依据全国统一电力市场基础规则体系，进一步规范山东电力市场建设与运营秩序，保障电力市场平稳有序，山东能源监管办会同省发展改革委、省能源局联合印发《山东电力市场规则(试行)》(以下简称“2026年4月修订版规则”)。 为严格落实全国统一电力市场“1+6”基础规则体系建设要求，保障新能源全量入市工作平稳落地实施，山东能源监管办联合省发展改革委、省能源局于2025年12月印发《山东电力市场规则(试行)》(鲁监能市场规〔2025〕57号)。围绕新能源上网电量全量参与市场新形势，系统性开展市场规则适应性调整，完善电力现货市场运行框架，优化日前市场组织模式，健全日内交易运行机制，规范调频辅助服务市场管理，调整机组运行成本补偿政策，同步建立发用两侧双边报量报价交易模式，推出多项创新型市场机制，探索构建适应高比例新能源参与的电力市场运行体系。 为及时防范化解市场运行各类潜在风险，保障市场运行秩序稳定，按照“边运行、边监测、边完善”的工作原则，自2026年1月1日实施首日起，山东能源监管办会同省发展改革委、省能源局，组织市场运营机构、有关经营主体组建电力市场运行分析专家组，建立周度分析、月度总结常态化工作机制，动态跟踪规则落地执行情况，集中分析运行过程中的问题，聚焦核心机制优化、堵点问题破解，形成问题完善方案后广泛听取市场各参与方的意见建议，同步开展市场规则修订工作。经多轮集中研讨论证、充分吸纳市场运行实践经验，并向社会公开征求意见，在充分吸收各方合理意见基础上，修订形成《山东省电力市场规则(试行)》(2026年4月修订版)。 问题二：本次修订的重点内容有哪些，如何衔接全国统一电力市场规则体系要求? 本次规则修订坚持问题导向，紧扣全国统一电力市场建设要求，结合山东新能源全面入市、新型经营主体规模化参与市场的实际运行情况，聚焦市场规则衔接适配、新型主体入市标准、交易运行机制优化、费用分摊结算调整、市场风险防控等关键环节，针对性对独立储能及虚拟电厂市场参与、偏差费用分摊、辅助服务结算、市场力监管等重点内容开展系统性调整优化。 在衔接全国统一电力市场规则体系方面，本次修订严格落实全国统一电力市场“1+6”基础规则体系要求，重点对现有规则相关条款的表述措辞、内容界定及合规口径进行统一规范，优化完善了市场成员管理、中长期交易运营、市场风险防控、电力市场技术支持系统、相关经营主体法律责任等章节内容，确保山东电力市场规则与国家顶层改革制度口径一致、合规统一，全面衔接国家统一电力市场建设部署。 问题三：本次修订如何为储能及虚拟电厂等新质生产力发展提供市场制度保障? 立足加快构建新型电力系统和新型能源体系，聚力培育电力领域新质生产力，适配新型储能、虚拟电厂业态模式新、技术类型多、运行特性差异化的发展实际，分类明确各类新型经营主体参与不同交易品种的技术标准和参与方式，适应相关产业规模化、规范化、市场化高质量发展需求。 一是分类明确新型经营主体参与不同交易品种的技术标准。统筹新型经营主体技术条件和市场运行实操性，其中，参与电能量市场的新型储能连续充放电时长不低于2小时，参与辅助服务市场的新型储能连续充放电时长不低于15分钟。 二是进一步明确新能源和配建储能作为整体参与市场的方式。聚焦实际运行中的堵点，进一步强调新能源场站及其配建储能、火电机组及其配套设备(熔盐储能及电锅炉等)全流程作为“一个整体”参与市场申报、出清、调度和运行。同时，兼顾市场管理规范性与主体运营灵活性，明确附属调节设施可灵活选择挂接机组。 三是优化储能多交易品种协同参与机制。针对储能同步参与电能量和调频辅助服务市场SOC控制衔接困难等实际运行问题，支持储能可灵活自主选择参与市场方式。储能运营企业可根据自身运营能力，既可以选择同时参与电能量市场和辅助服务市场，也可选择按日仅参与电能量市场或辅助服务市场，提升灵活性调节资源参与市场的灵活性。 四是健全虚拟电厂全流程市场参与机制。从节点挂接、资源变更、费用疏导三个关键环节优化完善，简化资源变更流程，提升资源配置灵活性，明确虚拟电厂负荷侧削峰调节考核时的运行管理要求和费用分摊方式，保障虚拟电厂规范有效调节。