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山东新规：储能多放电2小时，容量补偿为什么一分钱不多？

导语

山东省发改委近期就《山东省发电侧可靠容量补偿实施细则（征求意见稿）》公开征求意见。相较于现行机制侧重于装机规模与可用容量，本次征求意见稿释放出一个核心信号：容量补偿的测算依据将全面转向系统净负荷高峰时段的实际顶峰能力与履约结果。对于各类发电及储能主体而言，这标志着容量价值的衡量标准正发生根本性转变。（注：具体政策口径以官方正式发布文件为准）

政策框架整合：从“分项支持”转向“统一核算”

征求意见稿拟对现行机制进行统筹，将煤电容量电价、市场化容量补偿以及部分储能专项支持政策，全面并入“可靠容量补偿机制”这一统一框架。
在此框架下，“可靠容量”被严格界定为：在系统需要时，能够持续、稳定提供的实际容量，而非名义装机规模。
受补范围主要涵盖自主参与山东电力市场的煤电、气电，以及符合条件的电网侧独立新型储能。为避免重复补偿，政府定价机组及已通过其他机制获得保障的容量不纳入此列。针对地方公用电厂、自备电厂、风电、光伏、生物质及常规水电等，则实行清单管理，分别适用差异化的容量认定规则。此外，报量报价与报量不报价均视同自主参与市场；发电类与储能类虚拟电厂暂参照同类资源执行；存量抽水蓄能维持政府核定容量电价，增量项目则可自主选择是否入局。

补偿标准与电费测算逻辑

补偿标准的制定，是以市场边际机组在电能量和辅助服务市场中尚未回收的固定成本为基准，除以该机组的可靠容量进行测算，测算过程中需综合考量市场收入、运行成本补偿、供热收入及变动成本等变量。最终标准由山东省发改委定期公布。
在实际结算时，月度补偿电费需引入“容量需求系数”进行调节。该系数由系统总容量需求除以系统总可靠容量得出，超过1时暂按1执行。改革初期依据近一年数据确定，后续原则上参考近三年内的较大值。
需要特别指出的是，系统总可靠容量不仅包含获补机组，还囊括了政府定价电源及外来电的可靠容量。因此，当系统总可靠容量增加时，容量需求系数可能随之下降，实际补偿金额并非简单等同于“补偿标准×全部认定容量”。在核定环节，可靠容量按日计算、按月平均结算，部分电源需进行年度清算。其中，煤电与气电重点核查净负荷高峰时段的调度指令执行情况；风电与光伏先按上一年度数据暂定，再依据当年实际运行情况重核，实行多退少补。

各类电源可靠容量的认定差异

鉴于不同电源的技术特性，细则未采用“一刀切”的折算公式，但均遵循“额定容量为基础，结合实际出力与系统需求”的原则。
煤电与气电（直调公用机组）：需在“扣除受阻容量后的额定容量、申报最大出力、供热期热负荷约束对应出力、调用测试出力”四者中取最小值，并扣除厂用电率影响。燃气机组在此基础上，按目标容量电价补偿，具体标准另行通知。
地方公用电厂与自备电厂：原则上认定运行日负荷高峰时段的实际上网电力平均值。仅当控制系统、调度自动化及检修受阻管理满足直调公用机组条件时，方可参照直调公式。
风电与光伏：以扣除机制电量比例后的装机容量为基础，乘以“系统净负荷高峰时段平均负荷率”与“全年平均负荷率”中的较小值。这意味着高峰时段出力不足将直接拉低可靠容量。此类电源按运行数据核定并年度清算，不适用调用测试扣减规则。
电网侧独立新型储能：其可靠容量由核定最大放电功率、未出租容量比例、日可用系数及放电时长折算系数共同决定。放电时长需与系统净负荷高峰最大持续时长比对，折算系数上限为100%。核定最大放电功率则需在扣除受阻后的额定容量、测试等效放电功率及申报放电功率中取较小值。
调用考核机制：直调公用煤电、气电及电网侧独立储能须接受随机或重点调用测试。月内未达标供电或非计划停运达2次、3次、4次及以上者，分别扣减当月补偿的10%、50%和100%；自然年内触发3次全额扣减，将取消当年补偿资格。

储能补偿规则的核心演变

现行机制下，独立储能可用容量按“核定放电功率×日可用系数×最大连续放电小时数÷24”折算。新规则改为直接依据补偿标准、可靠容量与容量需求系数计算，并新增系统高峰持续时长与容量租赁比例两项约束。
以100兆瓦/2小时储能项目为例（假设日可用系数为1、容量租赁比例为0、暂不计考核扣减，且系统净负荷高峰最大持续时长设为4小时——注：该时长为示意值，官方尚未公布实际取值）：
按现行口径折算，容量约为8.3兆瓦；
按新机制，可靠容量可达50兆瓦。
测算表明，在系统高峰最大持续时长以内，储能可靠容量随时长增加；一旦达到该时长，折算系数触顶（100%），继续延长放电时长不再增加可靠容量。因此，长时储能仍具时长价值，但超出系统需求的部分不会转化为额外的容量补偿。

此外，容量口径扩大并不意味着收入同比例增长，且新机制明确需扣除已出租容量（如出租50%，上述50兆瓦将降至25兆瓦）。企业需重新权衡容量租赁与容量补偿的收益结构。

政策演进与省际对照

山东容量补偿政策正经历从分项支持向统一机制的过渡。回顾历史：2022年市场化容量补偿电价暂定0.0991元/千瓦时；2024年实施煤电容量电价后，该标准调整为0.0705元/千瓦时，煤电容量电价按100元/千瓦·年执行（约对应30%的固定成本回收比例）。此前，独立储能示范及长时储能试点项目可享双倍补偿，并允许省内新能源企业间租赁。
征求意见稿落地后，上述原有政策将停止执行。煤电补偿将告别固定标准，转而依据边际机组未回收成本、可靠容量及需求系数综合核定。值得注意的是，山东现行30%的固定成本回收比例，与国家提出的“2026年起原则上不低于50%”的要求尚有差距。
对比甘肃（暂按330元/千瓦·年统一标准补偿），两地思路相近但定价方式迥异。山东未直接给出固定标准，而是建立了基于成本测算与分类细化认定的规则体系，技术性更强，但最终收入的可预期性仍取决于后续参数的公布。

市场主体影响分析

煤电与气电：容量收入将更直接地与可调用能力及履约表现绑定。机组受阻、供热约束、厂用电率及非计划停运等均会直接影响收益。由于核心参数未定，总体收入升降暂无法定论。

风电与光伏：净负荷高峰时段的出力特性将决定可靠容量，项目间收益将因出力曲线差异而分化。
独立储能：需在放电能力、可用率、租赁策略与调用考核之间寻找新平衡，重新评估容量租赁、现货交易、辅助服务与容量补偿的综合收益。
终端用户：可靠容量补偿费用将纳入系统运行费，由全体工商业用户分摊并单列于账单。终端电费的涨跌，需待补偿标准、需求系数等完整测算结果公布后方能明确。

后续仍需关注的关键参数

细则正式实施前，业界需重点关注以下变量的落地：
补偿标准的具体数值及调整周期；
容量需求系数与系统净负荷高峰最大持续时长的确切取值（直接影响储能折算结果）；
容量租赁扣减细则、调用测试程序及数据披露规则。
总体而言，此次改革旨在构建更科学的容量价值衡量体系，使补偿真正与系统需求、顶峰能力及履约结果相挂钩。政策成效的评估，不仅在于补偿总额的增减，更在于资源认定的公平性与关键参数的透明度。

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