据能源圈了解到，9月2日，吉林省能源局发布关于征求《吉林省电力市场运营规则及配套实施细则（试行2.0版征求意见稿）》有关意见的函（以下简称“规则及实施细则”），详细的规则及细则共包含8个文件，分别为：《省电力市场运营规则（试行2.0版）》、《吉林省现货电能量市场交易实施细则（试行2.0版）》、《吉林省电力辅助服务（调频）市场实施细则（试行2.0版）》、《吉林省电力中长期交易衔接实施细则（试行2.0版）》、《吉林省电力市场注册管理实施细则（试行2.0版）》、《吉林省电力市场注册管理实施细则（试行2.0版）》、《吉林省电力零售市场管理实施细则（试行2.0版）》、《吉林省电力市场结算实施细则（试行2.0版）》。

发布的规则及配套细则详细规定了吉林省电力市场运行的基本原则，包括市场主体、市场交易类型、电价及结算等。

储能作为新型经营主体，可参与电力市场交易。根据储能的不同形式，如配建储能、独立储能，规则及实施细则分别制定了参与电力市场的方式。其中：

配建储能，与所属经营主体视为一体参与现货市场；也可自愿转为独立储能运行和参与市场。

独立储能，报量报价，或报量不报价，参与日前市场出清；调度机构可根据需要调用储能参与实时市场；可选择参与调频市场，现货市场按零出清充放电功率。

现货市场运行期间，选择参与调频市场的独立储能，申报参与调频市场的独立储能不再参与现货市场出清，日前充放电计划为零。

其中，在电力市场交易类型上，吉林省的市场规则及细则中包括有容量交易这一类型，这与2024年5月国家发改委发布的《电力市场运营基本规则》保持一致。在国家顶层政策确定容量交易这一市场类型后，各地方的市场规则中，容量交易有望陆续得到体现。正确衡量储能等灵活性资源的容量价值，容量交易可期待。

另外，针对新能源入市，实施细则指出：特许权、扶贫、乡村振兴新能源场站自愿以“报量报价”方式参与现货市场，选择参与现货市场后不得退出；其他集中式新能源场站通过“报量报价”方式全电量参与现货市场。

部分内容详情如下。

市场成员

电力市场成员包括经营主体、电力市场运营机构和提供输配电服务的电网企业等。

其中，经营主体包括参与电力市场交易的发电企业、售电企业、电力用户和新型经营主体。新型经营主体包括：储能企业、虚拟电厂、负荷聚合商等。

电力市场运营机构包括电力交易机构（吉林省电力交易中心有限公司）和电力调度机构（国网吉林省电力有限公司电力调度控制中心）。

特许权、扶贫、乡村振兴新能源场站自愿以“报量报价”方式参与现货市场，选择参与现货市场后不得退出；其他集中式新能源场站通过“报量报价”方式全电量参与现货市场。

地方燃煤、水电、生物质及垃圾发电、分布式发电（含集中式管理分布式）、自备电厂（含自备新能源）等，暂不参与现货市场。

交易类型

电力市场交易类型包括电能量交易、电力辅助服务交易、容量交易等。

电能量交易按照交易周期分为电力中长期交易和电力现货交易。电力中长期交易方式主要包括场外双边协商和场内集中交易。其中场内集中交易包括集中竞价、挂牌交易、滚动撮合交易等；电力现货交易包括日前交易和实时交易，采用集中优化出清的方式开展，采用分时节点电价机制进行结算。

电力辅助服务交易分为基本电力辅助服务和有偿电力辅助服务。

根据新型电力系统建设需要，逐步推动建立市场化的容量成本回收机制，探索通过容量补偿、容量市场等方式，引导经营主体合理投资，保障电力系统长期容量充裕。

储能参与电力市场

新能源场站投资建设的配套储能，具备独立计量、控制等技术条件并接入电力调度自动化系统，经市场运营机构审核通过后与所属经营主体视为一体参与现货市场；配套储能满足相关独立储能要求时，与新能源场站协商一致后，可自愿转为独立储能运行和参与市场。

独立储能可按自然月自愿选择通过“报量报价”的方式全电量参与日前现货市场竞价；或以“报量不报价”的方式自主决策充放电功率曲线在日前现货市场中优先出清。

独立储能在实时市场中按照日前出清充放电计划优先出清。电力调度机构可依据实时市场电力供应紧张、新能源消纳或断面调控困难等需求，对独立储能日前出清充放电计划曲线进行调整后参与实时市场，并在实时结果发布时，向相关独立储能主体披露调整原因。

独立储能可按自然日选择参与调频市场，现货市场按零出清充放电功率。相关规则详见《吉林省电力辅助服务（调频）市场实施细则》。

独立储能“报量报价”参与市场时：独立储能电能量充、放电报价分别不高于10段，每段需申报出力区间起点、出力区间终点以及该区间报价。

独立储能“报量不报价”参与市场时：应申报D日96点充放电功率曲线，放电功率曲线为正值，充电功率曲线为负值，单位为兆瓦。

独立储能结算电价：日前统一结算点电价由所有参与现货市场的发电企业、独立储能日前市场节点电价按照其日前出清上网电量加权平均计算；实时统一结算点电价由所有参与现货市场的发电企业、独立储能实时市场节点电价按照其实际上网（计量）电量加权平均计算。

独立储能向电网送电的，其相应的充电电量不承担输配电价和政府性基金及附加，月度统计独立储能实际充电电量与放电电量的差值部分按照吉林省有关规定承担相应输配电价、政府性基金及附加。上网环节线损费用、系统运行费用的分摊及返还按照吉林省有关规定执行，其中系统运行费用中的调频市场相关费用按照《吉林省电力辅助服务（调频）市场实施细则》执行。

独立储能的月度结算依据包括电能量电费、辅助服务交易费用、执行偏差获利回收与返还费用、两个细则费用等。

独立储能用于经营主体运行边界条件的缺省物理运行参数包括：

（一）额定功率，单位为兆瓦，即额定充放电功率，应与并网调度协议保持一致；

（二）额定功率充放电持续响应时间，单位为小时；独立储能依据额定功率与额定功率充放电持续响应时间计算的额定容量；

（三）充放电效率，单位为%，即独立储能充放电时增加存储电量与输入电量的比值与放电时输出电量与减少存储电量的比值；

（四）日充放电转换次数，即独立储能每日参与现货市场优化过程中的充放电状态转换允许次数约束。独立储能在现货市场优化过程中充电、放电累计容量达到200%最大允许荷电状态记为一次日充放电转换。

调频辅助服务

此次，还下发了《吉林省电力辅助服务（调频）市场实施细则》。包括独立储能在内的新型主体，可参与调频辅助服务。另外，配套储能满足独立储能相关要求时，与并网发电单元协商一致后，可自愿按照吉林省有关规定转为独立储能参与调频市场。

需要注意的是，现货市场运行期间，选择参与调频市场的独立储能，申报参与调频市场的独立储能不再参与现货市场出清，日前充放电计划为零。

调频辅助服务按里程进行补偿，补偿费用=里程出清价格调频性能指数。其中，调频性能系数，最大取值限定为2。

征求意见函原文如下。点击文末“阅读原文”，可查看《吉林省电力市场运营规则及配套实施细则（试行2.0版征求意见稿）》全文。