储能与电力市场获悉，近日，关于印发《吉林省电力市场运营规则及配套实施细则（试行4.0版）》的通知发布。随文件下发了8个细则：
《吉林省电力市场运营规则》
《吉林省电力市场注册管理实施细则》
《吉林省电力中长期交易衔接实施细则》
《吉林省现货电能量市场交易实施细则》
《吉林省电力辅助服务（调频）市场实施细则》
《吉林省电力市场结算实施细则》
《吉林省电力零售市场管理实施细则》
《吉林省电力市场计量管理实施细则》
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（含新型储能企业、虚拟电厂等）。
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。
配建储能与所属经营主体视为一体，具有法人资格时，可选择转为独立储能项目，作为经营主体直接参与电力市场交易。
电源侧储能电站、用户侧储能电站符合独立储能市场准入条件时，可申请转换为独立储能，在电力交易机构完成身份转换及注册变更手续。
电力中长期交易包括双边协商交易和集中交易。现阶段，独立储能、混合型虚拟电厂仅能参与日滚动撮合交易。
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；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。独立储能实时市场中按照日前出清充放电计划优先出清。
电能量报价上下限范围为0-1200元/兆瓦时。
日前/实时市场出清价格上下限范围为0-1500元/兆瓦时。
现货市场运行期间，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。
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（含新型储能企业、虚拟电厂等）。
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。
经营主体之间不得实行串通报价、哄抬价格以及扰乱市场秩序等行为。经营主体进行电能量交易，不得滥用市场支配地位操纵市场价格；有多个发电厂组成的发电企业进行电能量交易，不得集中报价。
电力现货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。
吉林省电力现货交易包括日前交易和实时交易。
吉林省辅助服务市场由电力调度机构组织集中开展，确定系统运行的辅助服务品种总需求，结合经营主体申报情况，采用集中竞价方式确定辅助服务提供者。
新型储能主体基本条件及注册要求：
配建储能与所属经营主体视为一体，具备独立计量、控制等技术条件，接入电力调度自动化系统可被电网监控和调度。具有法人资格时，可选择转为独立储能项目，作为经营主体直接参与电力市场交易。
电源侧储能、用户侧储能不单独履行市场注册手续，由拥有自用储能的发电企业或电力用户按照自身属性进行市场注册并整体参与交易。已市场注册且拥有自用储能的发电企业或电力用户应补充提供储能电站相关信息和资料。
电源侧储能电站、用户侧储能电站履行必要的工商手续、技术改造满足同等技术条件和安全标准，符合独立储能市场准入条件时，可申请转换为独立储能，在电力交易机构完成身份转换及注册变更手续。
市场注册审查通过的发电企业、电力用户、新型储能主体、分布式电源、电动汽车充电设施经营主体原则上无需公示，注册手续直接生效。
本细则适用于吉林电力现货结算试运行及正式运行期间。吉林电力现货结算试运行期及正式运行期是指吉林省内现货市场开展日清分并用于实际电费结算的时期。
发电企业、独立储能、虚拟电厂在电力交易中作为发（放）电单元的统称。用户侧、虚拟电厂(含负荷聚合商，下同)与独立储能在电力交易中作为用（充）电单元的统称。
电力中长期交易品种主要包括省间交易、省内电力直接交易、合同转让交易、合同回购交易、融合交易、绿色电力交易、电网企业代理购电交易等。
发电企业、售电公司、批发用户、虚拟电厂、独立储能等经营主体之间开展，
融合发用两侧直接交易、合同转让、合同回购等多种交易品种，采用滚动撮合方式组织，经营主体可任选买卖方向按需进行交易申报。
电力中长期交易包括双边协商交易和集中交易，其中集中交易包括集中竞价交易、滚动撮合交易、挂牌交易等。现阶段，独立储能、混合型虚拟电厂仅能参与日滚动撮合交易。
双边协商交易按年度(多月)、月度周期开展，以自然日为最小合约周期，采用自定义分解曲线。适时开展绿色电力多年期(PPA)交易。合同内容应包括合约周期、交易电量、交易价格、曲线分解等要素。
集中竞价交易采用典型曲线或分时段交易方式，按年度、月度周期开展，成交电量由交易平台按照交易周期对应天数平均分解到日，出清方法包括统一边际出清法和高低匹配法。电网企业代理购电采取集中竞价组织方式时，以报量不报价方式、作为价格接受者参与市场出清。
新型经营主体月度净合约电量上限如下：独立储能根据充电、放电合约交易情况分别执行，其中独立储能充电月度净合约电量上限为额定容量×月度充电次数理论充电时长÷充电效率η充×调整系数U4；独立储能放电月度净合约电量上限为额定容量×月度放电次数×理论放电时长×放电效率η放×调整系数U4。月度充电、放电次数暂定为30。
发电侧、用户侧、独立储能、虚拟电厂月度净合约电量下限均为零。
现货市场成员包括经营主体、电网企业与市场运营机构。新型经营主体包括新型储能、虚拟电厂、并网型绿电直连项目等。其中，本细则中新型储能指独立新型储能；配建新型储能与所属经营主体视为一体，接入电力调度自动化系统可被电网监控和调度，具有法人资格时可选择转为独立储能项目，作为经营主体直接参与电力市场交易。
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；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，日前、实时现货市场按零出清充放电功率。
调频市场与电能量市场按照分开运行，顺序出清的方式衔接。D-1日8:30前，电力调度机构根据系统供需情况评估电网调频需求并披露调频市场信息。其中，独立储能、直控型虚拟电厂按自然日选择参与调频市场，日前需申报调频意愿。
独立储能按照中标调频容量、实时荷电状态参与调频市场，不再参与现货市场，在调频实际调用过程中，根据AGC实际调频需求调整储能充放电及荷电状态。
日前省内现货市场，日前省间现货市场和日前东北电力互济交易采取"分别报价、分别出清"的组织方式，在日前省内现货市场预出清结束后，发布各机组预出清结果，省内发电企业依据省间现货、东北电力互济交易等相关规则，参与日前省间现货市场及日前东北电力互济交易；实时现货市场滚动出清过程中，省内发电企业可参与日内省间现货市场及日内东北电力互济交易。
独立储能电能量报价：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。若迟报、漏报或不报，则默认独立储能不参与调频市场，按照交易信息或充放电曲线申报值参与现货市场。
电能量报价上下限范围为0-1200元/兆瓦时。
日前/实时市场出清价格上下限范围为0-1500元/兆瓦时。
本细则适用于现货电能量市场运行后的吉林电网调频市场运营及管理。
发电企业并网发电单元包括满足准入条件的10万千瓦及以上公用燃煤机组、新能源场站。并网发电单元投资建设配套储能装置的，经电力调度机构审核通过后作为联合主体参与调频市场；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。
以分布式储能单一类资源聚合的混合型虚拟电厂满足相关要求的，按照独立储能要求参与调频市场。
调频市场开市前，调频服务提供者需要通过性能测试，经过改造或综合调频性能发生显著变化时，也可以自愿向电力调度机构提交性能测试。燃煤机组、独立储能、虚拟电厂、负荷聚合商若最近30天调用时段数小于48个时段，可向电力调度机构申请测试。
竞价日（D-1日），电力调度机构开展运行日（D日）调频市场信息披露工作，调频服务提供者申报调频里程价格、标准调频容量等信息。满足调频市场准入条件的竞价燃煤机组、新能源场站应当参与调频市场报价；新型经营主体按日自愿参与调频市场。调频市场交易组织采用日前报价、日前预出清、日内正式出清的模式，日前出清结果不作为结算依据，以实时出清结果作为结算依据。日内各时段以15分钟为周期开展滚动出清。
现货市场运行期间，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。
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储能充电月度总电费包括电能量电费、上网环节线损费用、系统运行费用，当独立储能实际充电大于实际放电时，充电电量与放电电量的差量部分收取输配电费和政府性基金及附加。
经营主体包括参与电力市场交易的发电企业、售电公司（含独立售电公司和配售电公司）、电力用户（含电力批发用户、电力零售用户和电网企业代理购电工商业用户）和新型经营主体（含新型储能企业、虚拟电厂、智能微电网等）。
现阶段，零售市场交易方式主要为双边交易。
售电公司在批发市场采用“日清月结”的结算模式。电力交易机构以绑定的零售用户可参与市场实际用电量为基础开展量价日清分，出具日清分单据，以月度为周期出具结算依据，电网企业开展电费结算。零售用户在零售市场以月度为周期进行结算。电力交易机构以零售用户可参与市场实际用电量为基础，按月出具结算依据，电网企业开展电费结算。
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责任编辑：尹思琦
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