山东电力市场:独立储能可同时参与电能量与辅助服务市场,调频上限12元/MW
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新能源场站（含配建储能） ：原则上以项目为交易单元 -
独立新型储能 ：以场站为交易单元 -
分布式储能 ：以项目为交易单元 -
虚拟电厂（含负荷聚合商） ：以聚合单元为交易单元，可聚合分布式电源、储能、电动汽车充电设施、电力用户等资源 -
分布式电源 ：以项目为交易单元
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新能源场站（含配建储能） ：以报量报价方式参与 -
独立新型储能电站 ：报量报价参与，过渡阶段可自愿选择参与日前市场出清 -
分布式储能 ：可独立或以聚合方式报量报价参与 -
虚拟电厂 ：以聚合单元为单位报量报价参与，未申报的调节量负荷类聚合单元默认不参与 -
分布式新能源（含配建储能） ：可选择报量报价参与，或作为价格接受者参与
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可同时参与电能量市场和辅助服务市场 -
也可按日仅参与电能量市场或辅助服务市场
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调频费用计算公式 ：出清价格 × 调频里程 × 性能系数 -
价格区间 ：上限12元/MW，下限0.1元/MW -
参与原则 ：新型经营主体按自愿原则参与
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全网发电侧市场化容量补偿费用 = 市场化容量补偿电价 ×（省内发电侧市场化电量 – 新能源机制电量） -
全网发电侧月度市场化可用容量 = Σ当月发电侧主体日市场化可用容量 / 当月总天数
日市场化可用容量 = 储能电站核定放电功率 × K × H / 24-
K（日可用系数） = 电站当日运行及备用状态下的小时数（计划检修、临故修时间不计入）/ 24 -
H（日可用等效小时数） = 电站核定放电功率下的最大连续放电小时数
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报量报价参与现货市场的分布式电源：参照新能源场站执行 -
报量报价参与现货市场的分布式储能：参照独立新型储能执行 -
报量报价参与现货市场的虚拟电厂发电类和储能类聚合资源：按照资源类型分别计算
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除执行政府定价的电量外，中长期市场成交价格由经营主体通过市场形成，第三方不得干预 -
合同电价可签订固定价格，也可签订随市场供需、发电成本变化的灵活价格机制 -
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 -
对电网代理购电用户，由省价格主管部门根据现货市场价格水平统筹优化峰谷时段划分和价格浮动比例
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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 -
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（用电侧） ：以所在物理节点的节点电价作为结算价格 -
其他用户侧主体 ：暂以统一结算点现货电价作为结算价格 -
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
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电能量价格（含相应市场运行费用） -
市场化容量补偿价格 -
煤电容量电费 -
辅助服务费用
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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 -
电站按调度指令执行 -
调用期间实时市场充放电收益为负
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市场准入明确化 ：独立储能和分布式储能的功率门槛、持续时间要求清晰，有利于投资者进行项目规划 -
收益渠道多元化 ：可同时参与电能量市场和辅助服务市场，提升了储能的盈利空间 -
风险对冲机制 ：运行成本补偿机制为储能电站提供了兜底保障，降低了因电网调度导致的亏损风险 -
容量补偿激励 ：市场化容量补偿机制鼓励储能提高可用率和等效利用小时数
