其中储能包括独立新型储能、抽水蓄能、虚拟电厂发电储能类机组、新能源配建储能等多种形式。独立储能的容量要求为5MW/10MWh及以上。
虚拟电厂发电储能类机组、新能源配建储能以机组的形式报量报价参与市场，独立储能电站可作为独立主体参与电力市场。
对于独立储能电站来说，在此规则下，参与电力现货市场将面临两个较大的改变：
由“报量不报价”变为“报量报价”参与市场，主动性进一步增强的同时，也意味着面临更多的市场风险，储能电站的运营水平重要性凸显
计算储能有效容量时，引入可用系数K，并充分考虑储能额定功率下的放电时长H，日投运时长、储能配置时长都将影响有效容量核定，进而影响容量补偿费用获取
具体独立储能电站的日可用容量计算如下：
从计算公式可见，K值最大取值为1，如果日投运时间小于24小时，则将影响储能的可用容量核定。K值实际上与储能电站的运行状态挂钩，相当于增加对电站备用可靠性的评价。
额定功率下放电时间（H）长的储能，日可用容量的核定将成一定比例增大。例如相同核定放电功率下，K值相同时，放电时长4小时的储能电站日可用容量将会是2小时储能系统的两倍。这一规则实际上是对长时储能在容量补偿上做了一定的考虑，增加了长时储能在容量补偿上的收益水平。
需要注意的是，对储能日可用容量的认定，目前征求意见稿的计算方式还存在较大的待确定性。
山东现行政策下，并不考虑K的影响，相关H，2小时系统取值为2，4小时及以上的系统，取值为4。示范项目，可用容量在上述计算结果上，乘以2处理。
现行政策的可用容量的计算并不考虑储能的投运时长，全天的时间内，只要有投运，便可以取得相应的容量补偿费用。
因此，预计正式稿的出台，将在这个条款上，有较大改变或补充说明。
另外，还需注意的是，对于独立新型储能电站核定充放电功率及充放电小时数，均需由电力调度机构每季度进行测试认定。这显然对对独立储能电站的性能，尤其是容量衰减率提出了一定的要求。如需在一定时间尺度内获得较为稳定的容量补偿收益，则独立储能电站在建设设计初期，需要考虑一定的容量冗余配置，从而增加储能电站的整体投资水平。
规则也指出：独立储能电站自主选择参与电能量市场或调频辅助服务，具备条件后可分时段参与电能量市场与调频服务。参与调频辅助服务市场时，储能设施调频贡献率设定为0.1。
这也意味着，现阶段，储能只能在电能量现货市场和调频市场中二选一，实现多重收益，还不具备条件。如参与调频市场，0.1的调频贡献率设置，将大幅缩小独立储能电站在调频辅助服务中的获利水平。此举显然会减少独立储能参与调频辅助服务的积极性，另外也在一定程度上保证传统调频机组的获利水平。
5MW/2h以上独立储能可参与电力市场
独立新型储能充放电功率暂定为不低于5兆瓦，持续充放电时间不低于2小时。电力调度机构应对独立新型储能的充放电功率、持续充放电时间进行测试。抽水蓄能按照国家有关规定执行。
虚拟电厂按照聚合资源类型分为发电储能类资源（#1机）、负荷类资源（#2机）。负荷类资源根据聚合方式分为全电量负荷类机组（#2F机）、调节量负荷类机组（#2R机）。其中，发电储能类机组（#1机）爬坡能力不低于0.2兆瓦/分钟。
新能源发电企业（含配建储能）联合主体注册时应明确配建储能基本信息（发电客户编号、用电客户编号等）。
独立储能可用容量
计算方式有较大改变
在此规则下，储能投运的时间、配置时长，都将直接影响储能日可用容量的认定，并进而影响容量补偿费用的获取：
K值最大取值为1，如果日投运时间小于24小时，则K/24将小于1，储能日可用容量将减少。在一定意义上，K值实际上与储能电站的运行状态挂钩，相当于增加对电站备用可靠性的评价。
额定功率下放电时间（H）长的储能，日可用容量的核定将成一定比例增大。例如相同核定放电功率下，K值相同时，放电时长4小时的储能电站日可用容量将会是2小时储能系统的两倍。这一规则实际上是对长时储能在容量补偿上做了一定的考虑，增加了长时储能在容量补偿上的收益水平。
以上规定与现行政策有较大的改变。
2022年6月，山东发布的《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“试运行”）中，曾对储能电站的日发电可用容量进行了详细的规定，现行的独立储能电站日可用容量的计算，都依据此政策进行计算。
《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》规定下，日可用容量仅与储能配置时长相关。2小时储能系统的日可用容量=储能电站核定充电功率×2/24，即为核定充电功率的1/12；4小时及以上储能系统，统一取值4，即日可用容量=储能电站核定充电功率×1/6。为支持新型储能发展，在市场初期，对于新型储能示范项目，在以上计算的基础上，日可用容量按计算值的2倍计算。
以2小时储能系统为例，则意味着储能示范项目的日可用容量=储能核定充电功率×1/6。
显然，新政策将对现有政策形成较大的改变，因此，预计征求意见稿的此项条款将会受到关注并充分讨论，最终正式稿或将有较大改变或补充相应说明。
独立储能
报量报价参与现货市场
电能量、调频市场二选一
独立新型储能电站最小连续充放电时长，单位为min，应为15min整数倍。以报量报价方式参与现货市场出清，在满足电网安全运行条件下，根据报价出清充放电曲线。
目前，独立储能参与电力现货市场，保量不报价，作为价格接受者参与市场，电网优先保证储能调度。
显然，“报量报价”进一步增加了储能电站参与现货市场的复杂性，报价策略直接决定了储能是否能顺利提供服务。
另外，在参与现货市场时，独立新型储能电站申报充放电出力价格曲线时，充电和放电可分别最多申报5个出力段，每段需申报出力区间起点（MW）、出力区间终点（MW）以及该区间出力价格（元/MWh）。
目前山东的独立储能电站大都集中在午间充电、傍晚放电。以上5个出力段的设置，将进一步增加储能电站参与电力市场时的精细化管理水平。
报量报价，分段申报，显然对储能电站运营水平提出了更高的要求，如何准确预测电价，进行充放电管理，将直接影响储能电站的盈利水平。
另外，现阶段，独立新型储能电站自主选择在运行日参与电能量市场或调频辅助服务市场。具备条件后，独立新型储能电站在运行日内可选择分时参与电能量或调频辅助服务市场。参与调频辅助服务市场时，储能设施调频贡献率设定为0.1。
这也意味着，现阶段储能只能在电能量现货市场和调频市场中“二选一”，实现储能电站的多重收益，还不具备条件。如参与调频市场，0.1的调频贡献率设置，将大幅缩小独立储能电站在调频辅助服务中的获利水平。此举显然会减少独立储能参与调频辅助服务的积极性，另外也在一定程度上保证传统调频机组的获利水平。
