中國儲能網(wǎng)訊：9月2日，吉林省能源局發(fā)布關(guān)于征求《吉林省電力市場運營規(guī)則及配套實施細(xì)則（試行2.0版征求意見稿）》有關(guān)意見的函（以下簡稱“規(guī)則及實施細(xì)則”），詳細(xì)的規(guī)則及細(xì)則共包含8個文件，分別為：《省電力市場運營規(guī)則（試行2.0版）》、《吉林省現(xiàn)貨電能量市場交易實施細(xì)則（試行2.0版）》、《吉林省電力輔助服務(wù)（調(diào)頻）市場實施細(xì)則（試行2.0版）》、《吉林省電力中長期交易銜接實施細(xì)則（試行2.0版）》、《吉林省電力市場注冊管理實施細(xì)則（試行2.0版）》、《吉林省電力市場注冊管理實施細(xì)則（試行2.0版）》、《吉林省電力零售市場管理實施細(xì)則（試行2.0版）》、《吉林省電力市場結(jié)算實施細(xì)則（試行2.0版）》。
發(fā)布的規(guī)則及配套細(xì)則詳細(xì)規(guī)定了吉林省電力市場運行的基本原則，包括市場主體、市場交易類型、電價及結(jié)算等。
儲能作為新型經(jīng)營主體，可參與電力市場交易。根據(jù)儲能的不同形式，如配建儲能、獨立儲能，規(guī)則及實施細(xì)則分別制定了參與電力市場的方式。其中：
配建儲能，與所屬經(jīng)營主體視為一體參與現(xiàn)貨市場；也可自愿轉(zhuǎn)為獨立儲能運行和參與市場。
獨立儲能，報量報價，或報量不報價，參與日前市場出清；調(diào)度機構(gòu)可根據(jù)需要調(diào)用儲能參與實時市場；可選擇參與調(diào)頻市場，現(xiàn)貨市場按零出清充放電功率。
現(xiàn)貨市場運行期間，選擇參與調(diào)頻市場的獨立儲能，申報參與調(diào)頻市場的獨立儲能不再參與現(xiàn)貨市場出清，日前充放電計劃為零。
其中，在電力市場交易類型上，吉林省的市場規(guī)則及細(xì)則中包括有容量交易這一類型，這與2024年5月國家發(fā)改委發(fā)布的《電力市場運營基本規(guī)則》保持一致。在國家頂層政策確定容量交易這一市場類型后，各地方的市場規(guī)則中，容量交易有望陸續(xù)得到體現(xiàn)。正確衡量儲能等靈活性資源的容量價值，容量交易可期待。
另外，針對新能源入市，實施細(xì)則指出：特許權(quán)、扶貧、鄉(xiāng)村振興新能源場站自愿以“報量報價”方式參與現(xiàn)貨市場，選擇參與現(xiàn)貨市場后不得退出；其他集中式新能源場站通過“報量報價”方式全電量參與現(xiàn)貨市場。
部分內(nèi)容詳情如下。
市場成員
電力市場成員包括經(jīng)營主體、電力市場運營機構(gòu)和提供輸配電服務(wù)的電網(wǎng)企業(yè)等。
其中，經(jīng)營主體包括參與電力市場交易的發(fā)電企業(yè)、售電企業(yè)、電力用戶和新型經(jīng)營主體。新型經(jīng)營主體包括：儲能企業(yè)、虛擬電廠、負(fù)荷聚合商等。
電力市場運營機構(gòu)包括電力交易機構(gòu)（吉林省電力交易中心有限公司）和電力調(diào)度機構(gòu)（國網(wǎng)吉林省電力有限公司電力調(diào)度控制中心）。
特許權(quán)、扶貧、鄉(xiāng)村振興新能源場站自愿以“報量報價”方式參與現(xiàn)貨市場，選擇參與現(xiàn)貨市場后不得退出；其他集中式新能源場站通過“報量報價”方式全電量參與現(xiàn)貨市場。
地方燃煤、水電、生物質(zhì)及垃圾發(fā)電、分布式發(fā)電（含集中式管理分布式）、自備電廠（含自備新能源）等，暫不參與現(xiàn)貨市場。
交易類型
電力市場交易類型包括電能量交易、電力輔助服務(wù)交易、容量交易等。
電能量交易按照交易周期分為電力中長期交易和電力現(xiàn)貨交易。電力中長期交易方式主要包括場外雙邊協(xié)商和場內(nèi)集中交易。其中場內(nèi)集中交易包括集中競價、掛牌交易、滾動撮合交易等；電力現(xiàn)貨交易包括日前交易和實時交易，采用集中優(yōu)化出清的方式開展，采用分時節(jié)點電價機制進(jìn)行結(jié)算。
電力輔助服務(wù)交易分為基本電力輔助服務(wù)和有償電力輔助服務(wù)。
根據(jù)新型電力系統(tǒng)建設(shè)需要，逐步推動建立市場化的容量成本回收機制，探索通過容量補償、容量市場等方式，引導(dǎo)經(jīng)營主體合理投資，保障電力系統(tǒng)長期容量充裕。
儲能參與電力市場
新能源場站投資建設(shè)的配套儲能，具備獨立計量、控制等技術(shù)條件并接入電力調(diào)度自動化系統(tǒng)，經(jīng)市場運營機構(gòu)審核通過后與所屬經(jīng)營主體視為一體參與現(xiàn)貨市場；配套儲能滿足相關(guān)獨立儲能要求時，與新能源場站協(xié)商一致后，可自愿轉(zhuǎn)為獨立儲能運行和參與市場。
獨立儲能可按自然月自愿選擇通過“報量報價”的方式全電量參與日前現(xiàn)貨市場競價；或以“報量不報價”的方式自主決策充放電功率曲線在日前現(xiàn)貨市場中優(yōu)先出清。
獨立儲能在實時市場中按照日前出清充放電計劃優(yōu)先出清。電力調(diào)度機構(gòu)可依據(jù)實時市場電力供應(yīng)緊張、新能源消納或斷面調(diào)控困難等需求，對獨立儲能日前出清充放電計劃曲線進(jìn)行調(diào)整后參與實時市場，并在實時結(jié)果發(fā)布時，向相關(guān)獨立儲能主體披露調(diào)整原因。
獨立儲能可按自然日選擇參與調(diào)頻市場，現(xiàn)貨市場按零出清充放電功率。相關(guān)規(guī)則詳見《吉林省電力輔助服務(wù)（調(diào)頻）市場實施細(xì)則》。
獨立儲能“報量報價”參與市場時：獨立儲能電能量充、放電報價分別不高于10段，每段需申報出力區(qū)間起點、出力區(qū)間終點以及該區(qū)間報價。
獨立儲能“報量不報價”參與市場時：應(yīng)申報D日96點充放電功率曲線，放電功率曲線為正值，充電功率曲線為負(fù)值，單位為兆瓦。
獨立儲能結(jié)算電價：日前統(tǒng)一結(jié)算點電價由所有參與現(xiàn)貨市場的發(fā)電企業(yè)、獨立儲能日前市場節(jié)點電價按照其日前出清上網(wǎng)電量加權(quán)平均計算；實時統(tǒng)一結(jié)算點電價由所有參與現(xiàn)貨市場的發(fā)電企業(yè)、獨立儲能實時市場節(jié)點電價按照其實際上網(wǎng)（計量）電量加權(quán)平均計算。
獨立儲能向電網(wǎng)送電的，其相應(yīng)的充電電量不承擔(dān)輸配電價和政府性基金及附加，月度統(tǒng)計獨立儲能實際充電電量與放電電量的差值部分按照吉林省有關(guān)規(guī)定承擔(dān)相應(yīng)輸配電價、政府性基金及附加。上網(wǎng)環(huán)節(jié)線損費用、系統(tǒng)運行費用的分?jǐn)偧胺颠€按照吉林省有關(guān)規(guī)定執(zhí)行，其中系統(tǒng)運行費用中的調(diào)頻市場相關(guān)費用按照《吉林省電力輔助服務(wù)（調(diào)頻）市場實施細(xì)則》執(zhí)行。
獨立儲能的月度結(jié)算依據(jù)包括電能量電費、輔助服務(wù)交易費用、執(zhí)行偏差獲利回收與返還費用、兩個細(xì)則費用等。
獨立儲能用于經(jīng)營主體運行邊界條件的缺省物理運行參數(shù)包括：
（一）額定功率，單位為兆瓦，即額定充放電功率，應(yīng)與并網(wǎng)調(diào)度協(xié)議保持一致；
（二）額定功率充放電持續(xù)響應(yīng)時間，單位為小時；獨立儲能依據(jù)額定功率與額定功率充放電持續(xù)響應(yīng)時間計算的額定容量；
（三）充放電效率，單位為%，即獨立儲能充放電時增加存儲電量與輸入電量的比值與放電時輸出電量與減少存儲電量的比值；
（四）日充放電轉(zhuǎn)換次數(shù)，即獨立儲能每日參與現(xiàn)貨市場優(yōu)化過程中的充放電狀態(tài)轉(zhuǎn)換允許次數(shù)約束。獨立儲能在現(xiàn)貨市場優(yōu)化過程中充電、放電累計容量達(dá)到200%最大允許荷電狀態(tài)記為一次日充放電轉(zhuǎn)換。
調(diào)頻輔助服務(wù)
此次，還下發(fā)了《吉林省電力輔助服務(wù)（調(diào)頻）市場實施細(xì)則》。包括獨立儲能在內(nèi)的新型主體，可參與調(diào)頻輔助服務(wù)。另外，配套儲能滿足獨立儲能相關(guān)要求時，與并網(wǎng)發(fā)電單元協(xié)商一致后，可自愿按照吉林省有關(guān)規(guī)定轉(zhuǎn)為獨立儲能參與調(diào)頻市場。
需要注意的是，現(xiàn)貨市場運行期間，選擇參與調(diào)頻市場的獨立儲能，申報參與調(diào)頻市場的獨立儲能不再參與現(xiàn)貨市場出清，日前充放電計劃為零。
調(diào)頻輔助服務(wù)按里程進(jìn)行補償，補償費用=里程×出清價格×調(diào)頻性能指數(shù)。其中，調(diào)頻性能系數(shù)，最大取值限定為2。
征求意見函原文如下。點擊文末“閱讀原文”，可查看《吉林省電力市場運營規(guī)則及配套實施細(xì)則（試行2.0版征求意見稿）》全文。
