吉林电力现货市场自9月1日起启动连续结算试运行

2025年吉林省电力现货市场连续结算试运行工作方案近日发布。

根据方案，吉林电力现货市场自2025年9月1日起启动连续结算试运行，其中竞价日提前1天开始（含节假日），运行日的前日组织日前市场竞价。

本轮结算试运行电能量市场开展中长期市场、省间现货市场、省内日前、实时现货市场，辅助服务市场开展调频辅助服务市场。现货市场连续结算试运行期间，吉林省内机组暂不参与东北调峰辅助服务市场运行及结算。

参与范围：

发电侧：国网吉林电力调度控制中心（以下简称“吉林省调”）直调的省内公用燃煤机组以机组为申报单元参与现货市场结算试运行。地方公用燃煤电厂以交易单元为申报单元参与现货市场结算试运行。吉林省调直调的集中式新能源场站（含鲁固配套电源）以场站为申报单元参与现货市场结算试运行。吉林省调直调的特许权、扶贫、乡村振兴、分散式（集中式管理）新能源场站在《吉林省深化新能源上网电价市场化改革促进新能源高质量发展实施方案》执行后，以场站为申报单元参与现货市场结算试运行。

用户侧：全体批发用户和售电公司直接参与现货市场结算试运行，电网企业代理购电用户暂不参与现货市场结算试运行交易申报。

新型经营主体：独立储能以交易单元为申报单元参与现货市场结算试运行，额定功率应不低于准入值5兆瓦，额定功率充放电持续响应时间不低于准入值2小时。虚拟电厂以交易单元为申报单元参与现货市场结算试运行，可调节电力不低于准入值10兆瓦、连续调节时间不低于准入值1小时。

除上述机组与用户类型外，水电、生物质及垃圾发电、分布式光伏、自备电厂（含自备新能源）等暂不参与本轮结算试运行。后期将根据结算试运行情况逐步扩大参与试运行的市场主体范围。

交易组织：

（一）中长期交易

1.结算试运行期间，各市场主体中长期交易曲线由年、月、月内、日融合滚动撮合等各类省内和省间外送交易曲线叠加形成，中长期曲线最终交易结果作为与现货市场偏差结算依据。

2.结算试运行期间，各市场主体可通过月内滚动撮合、日融合交易方式对各时段合同电量进行调整。鲁固直流配套项目可通过参与日融合交易方式调整偏差电量。

3.本轮结算试运行期中长期交易合同曲线分解原则：中长期合同电量按照中长期合同约定曲线分解，新能源优发电量按照优发月度电量（含4至6月份结算试运行滚动电量）及典型曲线平均分解至每日各时段。

4.为保障中长期和现货市场有序衔接，维护市场公平，生物质、垃圾发电以及已参与中长期市场、未参与现货市场的新能源企业，在电力中长期市场中暂不参与日融合滚动撮合交易。

（二）现货交易申报

申报方式：

发电侧：

（1）燃煤机组：单机20万千瓦及以上燃煤机组通过“报量报价”参与现货市场。单机10万千瓦及以下不具备AGC功能的燃煤机组（含地方燃煤电厂），日前依据供热、供汽需求申报次日分时发电需求曲线，经电力调度机构审核后，在现货市场中优先出清。

（2）吉林省调直调的集中式新能源场站（含鲁固配套电源）通过“报量报价”方式全电量参与现货市场。吉林省调直调的特许权、扶贫、乡村振兴、分散式（集中式管理）新能源场站在《吉林省深化新能源上网电价市场化改革促进新能源高质量发展实施方案》实施后以“报量报价”方式参与现货市场。

用户侧：

（1）批发用户、售电公司初期以“报量不报价”的方式参与现货市场，日前申报分时用电需求曲线仅作为日前市场结算依据。

（2）电网企业代理购电用户暂不参与现货市场交易申报，省内市场化实际用电量与中长期合同电量产生的偏差电量接受现货实时市场日分时价格。

新型经营主体：

初期，独立储能通过“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，虚拟电厂通过“报量不报价”的方式自主申报用电负荷曲线在日前现货市场中优先出清。市场具备条件后，独立储能、虚拟电厂可按自然月自愿选择通过“报量报价”的方式参与日前现货市场。

申报限价：

结算试运行现货交易申报、出清环节均设置限价，市场申报限价范围为0-1500元/兆瓦时，市场出清限价范围为0-1500元/兆瓦时。

市场结算：

试运行期间，现货市场结算电费包括电能量电费、成本补偿费用、市场平衡费用、偏差调节费用等。其中批发用户市场运营相关科目费用分摊或返还费用纳入次月结算依据发布；发电企业、售电公司、电网企业代理购电市场运营相关科目费用分摊或返还费用纳入当月结算依据发布。

试运行期间，批发市场以1小时为一个结算时段。其中发电侧每小时的节点电价等于该时段内每15分钟节点电价的算术平均值；用户侧每小时的统一结算点电价为发电侧节点电价加权平均值。

售电公司与零售用户（即委托售电公司代理用户）服务代理关系不再重新签订。零售用户不直接参与本轮现货市场出清结算。