其中儲能包括獨(dú)立新型儲能、抽水蓄能、虛擬電廠發(fā)電儲能類機(jī)組、新能源配建儲能等多種形式。獨(dú)立儲能的容量要求為5MW/10MWh及以上。
虛擬電廠發(fā)電儲能類機(jī)組、新能源配建儲能以機(jī)組的形式報量報價參與市場，獨(dú)立儲能電站可作為獨(dú)立主體參與電力市場。
對于獨(dú)立儲能電站來說，在此規(guī)則下，參與電力現(xiàn)貨市場將面臨兩個較大的改變：
由“報量不報價”變?yōu)椤皥罅繄髢r”參與市場，主動性進(jìn)一步增強(qiáng)的同時，也意味著面臨更多的市場風(fēng)險，儲能電站的運(yùn)營水平重要性凸顯
計算儲能有效容量時，引入可用系數(shù)K，并充分考慮儲能額定功率下的放電時長H，日投運(yùn)時長、儲能配置時長都將影響有效容量核定，進(jìn)而影響容量補(bǔ)償費(fèi)用獲取
具體獨(dú)立儲能電站的日可用容量計算如下：
從計算公式可見，K值最大取值為1，如果日投運(yùn)時間小于24小時，則將影響儲能的可用容量核定。K值實(shí)際上與儲能電站的運(yùn)行狀態(tài)掛鉤，相當(dāng)于增加對電站備用可靠性的評價。
額定功率下放電時間（H）長的儲能，日可用容量的核定將成一定比例增大。例如相同核定放電功率下，K值相同時，放電時長4小時的儲能電站日可用容量將會是2小時儲能系統(tǒng)的兩倍。這一規(guī)則實(shí)際上是對長時儲能在容量補(bǔ)償上做了一定的考慮，增加了長時儲能在容量補(bǔ)償上的收益水平。
需要注意的是，對儲能日可用容量的認(rèn)定，目前征求意見稿的計算方式還存在較大的待確定性。
山東現(xiàn)行政策下，并不考慮K的影響，相關(guān)H，2小時系統(tǒng)取值為2，4小時及以上的系統(tǒng)，取值為4。示范項目，可用容量在上述計算結(jié)果上，乘以2處理。
現(xiàn)行政策的可用容量的計算并不考慮儲能的投運(yùn)時長，全天的時間內(nèi)，只要有投運(yùn)，便可以取得相應(yīng)的容量補(bǔ)償費(fèi)用。
因此，預(yù)計正式稿的出臺，將在這個條款上，有較大改變或補(bǔ)充說明。
另外，還需注意的是，對于獨(dú)立新型儲能電站核定充放電功率及充放電小時數(shù)，均需由電力調(diào)度機(jī)構(gòu)每季度進(jìn)行測試認(rèn)定。這顯然對對獨(dú)立儲能電站的性能，尤其是容量衰減率提出了一定的要求。如需在一定時間尺度內(nèi)獲得較為穩(wěn)定的容量補(bǔ)償收益，則獨(dú)立儲能電站在建設(shè)設(shè)計初期，需要考慮一定的容量冗余配置，從而增加儲能電站的整體投資水平。
規(guī)則也指出：獨(dú)立儲能電站自主選擇參與電能量市場或調(diào)頻輔助服務(wù)，具備條件后可分時段參與電能量市場與調(diào)頻服務(wù)。參與調(diào)頻輔助服務(wù)市場時，儲能設(shè)施調(diào)頻貢獻(xiàn)率設(shè)定為0.1。
這也意味著，現(xiàn)階段，儲能只能在電能量現(xiàn)貨市場和調(diào)頻市場中二選一，實(shí)現(xiàn)多重收益，還不具備條件。如參與調(diào)頻市場，0.1的調(diào)頻貢獻(xiàn)率設(shè)置，將大幅縮小獨(dú)立儲能電站在調(diào)頻輔助服務(wù)中的獲利水平。此舉顯然會減少獨(dú)立儲能參與調(diào)頻輔助服務(wù)的積極性，另外也在一定程度上保證傳統(tǒng)調(diào)頻機(jī)組的獲利水平。
5MW/2h以上獨(dú)立儲能可參與電力市場
獨(dú)立新型儲能充放電功率暫定為不低于5兆瓦，持續(xù)充放電時間不低于2小時。電力調(diào)度機(jī)構(gòu)應(yīng)對獨(dú)立新型儲能的充放電功率、持續(xù)充放電時間進(jìn)行測試。抽水蓄能按照國家有關(guān)規(guī)定執(zhí)行。
虛擬電廠按照聚合資源類型分為發(fā)電儲能類資源（#1機(jī)）、負(fù)荷類資源（#2機(jī)）。負(fù)荷類資源根據(jù)聚合方式分為全電量負(fù)荷類機(jī)組（#2F機(jī)）、調(diào)節(jié)量負(fù)荷類機(jī)組（#2R機(jī)）。其中，發(fā)電儲能類機(jī)組（#1機(jī)）爬坡能力不低于0.2兆瓦/分鐘。
新能源發(fā)電企業(yè)（含配建儲能）聯(lián)合主體注冊時應(yīng)明確配建儲能基本信息（發(fā)電客戶編號、用電客戶編號等）。
獨(dú)立儲能可用容量
計算方式有較大改變
在此規(guī)則下，儲能投運(yùn)的時間、配置時長，都將直接影響儲能日可用容量的認(rèn)定，并進(jìn)而影響容量補(bǔ)償費(fèi)用的獲?。?
K值最大取值為1，如果日投運(yùn)時間小于24小時，則K/24將小于1，儲能日可用容量將減少。在一定意義上，K值實(shí)際上與儲能電站的運(yùn)行狀態(tài)掛鉤，相當(dāng)于增加對電站備用可靠性的評價。
額定功率下放電時間（H）長的儲能，日可用容量的核定將成一定比例增大。例如相同核定放電功率下，K值相同時，放電時長4小時的儲能電站日可用容量將會是2小時儲能系統(tǒng)的兩倍。這一規(guī)則實(shí)際上是對長時儲能在容量補(bǔ)償上做了一定的考慮，增加了長時儲能在容量補(bǔ)償上的收益水平。
以上規(guī)定與現(xiàn)行政策有較大的改變。
2022年6月，山東發(fā)布的《關(guān)于2022年山東省電力現(xiàn)貨市場結(jié)算試運(yùn)行工作有關(guān)事項的補(bǔ)充通知》（以下簡稱“試運(yùn)行”）中，曾對儲能電站的日發(fā)電可用容量進(jìn)行了詳細(xì)的規(guī)定，現(xiàn)行的獨(dú)立儲能電站日可用容量的計算，都依據(jù)此政策進(jìn)行計算。
《關(guān)于2022年山東省電力現(xiàn)貨市場結(jié)算試運(yùn)行工作有關(guān)事項的補(bǔ)充通知》規(guī)定下，日可用容量僅與儲能配置時長相關(guān)。2小時儲能系統(tǒng)的日可用容量=儲能電站核定充電功率×2/24，即為核定充電功率的1/12；4小時及以上儲能系統(tǒng)，統(tǒng)一取值4，即日可用容量=儲能電站核定充電功率×1/6。為支持新型儲能發(fā)展，在市場初期，對于新型儲能示范項目，在以上計算的基礎(chǔ)上，日可用容量按計算值的2倍計算。
以2小時儲能系統(tǒng)為例，則意味著儲能示范項目的日可用容量=儲能核定充電功率×1/6。
顯然，新政策將對現(xiàn)有政策形成較大的改變，因此，預(yù)計征求意見稿的此項條款將會受到關(guān)注并充分討論，最終正式稿或?qū)⒂休^大改變或補(bǔ)充相應(yīng)說明。
獨(dú)立儲能
報量報價參與現(xiàn)貨市場
電能量、調(diào)頻市場二選一
獨(dú)立新型儲能電站最小連續(xù)充放電時長，單位為min，應(yīng)為15min整數(shù)倍。以報量報價方式參與現(xiàn)貨市場出清，在滿足電網(wǎng)安全運(yùn)行條件下，根據(jù)報價出清充放電曲線。
目前，獨(dú)立儲能參與電力現(xiàn)貨市場，保量不報價，作為價格接受者參與市場，電網(wǎng)優(yōu)先保證儲能調(diào)度。
顯然，“報量報價”進(jìn)一步增加了儲能電站參與現(xiàn)貨市場的復(fù)雜性，報價策略直接決定了儲能是否能順利提供服務(wù)。
另外，在參與現(xiàn)貨市場時，獨(dú)立新型儲能電站申報充放電出力價格曲線時，充電和放電可分別最多申報5個出力段，每段需申報出力區(qū)間起點(diǎn)（MW）、出力區(qū)間終點(diǎn)（MW）以及該區(qū)間出力價格（元/MWh）。
目前山東的獨(dú)立儲能電站大都集中在午間充電、傍晚放電。以上5個出力段的設(shè)置，將進(jìn)一步增加儲能電站參與電力市場時的精細(xì)化管理水平。
報量報價，分段申報，顯然對儲能電站運(yùn)營水平提出了更高的要求，如何準(zhǔn)確預(yù)測電價，進(jìn)行充放電管理，將直接影響儲能電站的盈利水平。
另外，現(xiàn)階段，獨(dú)立新型儲能電站自主選擇在運(yùn)行日參與電能量市場或調(diào)頻輔助服務(wù)市場。具備條件后，獨(dú)立新型儲能電站在運(yùn)行日內(nèi)可選擇分時參與電能量或調(diào)頻輔助服務(wù)市場。參與調(diào)頻輔助服務(wù)市場時，儲能設(shè)施調(diào)頻貢獻(xiàn)率設(shè)定為0.1。
這也意味著，現(xiàn)階段儲能只能在電能量現(xiàn)貨市場和調(diào)頻市場中“二選一”，實(shí)現(xiàn)儲能電站的多重收益，還不具備條件。如參與調(diào)頻市場，0.1的調(diào)頻貢獻(xiàn)率設(shè)置，將大幅縮小獨(dú)立儲能電站在調(diào)頻輔助服務(wù)中的獲利水平。此舉顯然會減少獨(dú)立儲能參與調(diào)頻輔助服務(wù)的積極性，另外也在一定程度上保證傳統(tǒng)調(diào)頻機(jī)組的獲利水平。
