关于转发《吉林省电力市场运营规则及配套实施细则（试行4.1版）》的通知

吉林省能源局

吉林省发展和改革委员会文件

国家能源局东北监管局

吉能电力联〔2026〕52号

关于印发《吉林省电力市场运营规则及配套 实施细则（试行4.1版）》的通知

国网吉林省电力有限公司、吉林电力交易中心有限公司，有关发 电企业、电力用户、售电公司： 为深入贯彻全国统一电力市场体系建设决策部署，全面落实 《国务院办公厅关于完善全国统一电力市场体系的实施意见》

（国办发〔2026〕4号）和《国家发展改革委办公厅 国家能源局

综合司关于全面加快电力现货市场建设工作的通知》（发改办体

改〔2025〕394号）要求，持续推进吉林省内电力现货市场建设，

现将《吉林省电力市场运营规则及配套实施细则（试行4.1版）》 印发给你们，自2026年5月1日起正式施行，请遵照执行。

附件：《吉林省电力市场运营规则及配套实施细则 （试行4.1版）》

多展煎好 林省能源局郜林省笈展种改革委

食东北 国家能源局东北监管局

2026年4月30日

吉林省电力市场运营规则 及配套实施细则 （试行4.1版） 二○二六年四月

总目录 1.吉林省电力市场运营规则.............................................................. 1 2.吉林省电力市场注册管理实施细则............................................. 31 3.吉林省电力中长期交易衔接实施细则........................................ 4.吉林省现货电能量市场交易实施细则........................................ 5.吉林省电力辅助服务（调频）市场实施细则............................ 219 6.吉林省电力市场结算实施细则................................................... 248 7.吉林省电力零售市场管理实施细则.......................................... 8.吉林省电力市场计量管理实施细则.........................................

吉林省电力市场运营规则 （试行4.1 版） 第1页,共401页

第一章总则

第一条为规范吉林电力市场的运行及管理，构建安全 有序、合理竞争、运行高效、风险可控的市场体系，实现 电力交易的公开、公平、公正，保障市场成员合法权益， 促进吉林电力市场的稳定、健康、有序、协调发展，助力 新型电力系统建设，制订本规则。 第二条本规则依据有关现行法律法规和《中共中央国 务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（中发 〔2015〕9号）及其配套文件、《关于加快建设全国统一 电力市场体系的指导意见》（发改体改〔2022〕118号）、 《关于进一步做好电力现货市场建设试点工作的通知》 （发改办体改〔2021〕339号）、《关于进一步深化燃煤 发电上网电价市场化改革的通知》（发改价格〔2021〕 1439号）、《关于组织开展电网企业代理购电工作有关事 项的通知》（发改办价格〔2021〕809号）、《关于加快 推进电力现货市场建设工作的通知》（发改办体改〔2022〕 129号）、《电力现货市场基本规则（试行）》（发改能 源规〔2023〕1217号）、《关于进一步加快电力现货市场 建设工作的通知》（发改办体改〔2023〕813号）、《电 第2页,共401页

力市场运行基本规则》（中华人民共和国国家发展和改革 委员会2024年第20号令）、《关于建立健全电力辅助服务 市场价格机制的通知（发改价格〔2024〕196号）》《电 力市场信息披露基本规则》（国能发监管〔2024〕9号）、 《电力市场注册基本规则》（国能发监管规〔2024〕76 号）、《国家发展改革委国家能源局关于深化新能源上网 电价市场化改革促进新能源高质量发展的通知》（发改价 格〔2025〕136号）等文件精神，结合吉林现货市场建设 要求和电网实际运行情况编制。 第三条本规则适用于吉林省电力市场（下文简称“电 力市场”）运行及管理，本规则所称电力市场专指省级电 力市场。 第四条电力市场成员应当自觉维护社会主义市场经济 秩序，严格遵守国家有关法律法规、电力市场规则和市场 管理制度，自觉自律，不得操纵市场、损害社会公共利益 和其他经营主体的合法权益。任何单位和个人不得非法干 预市场正常运行。 第五条吉林省能源局是吉林省电力现货市场建设发展 第一责任单位，负责统筹协调推进电力市场建设工作，电 力市场运营机构、国网吉林省电力有限公司（下文简称 第3页,共401页

“电网企业”）依据各类市场权责规定开展相关组织、实 施与管理工作。吉林省能源局会同国家能源局东北监管局 （下文简称“东北能源监管局”）根据职能依法履行吉林 省电力市场管理职责，对经营主体交易行为、电力交易机 构和电力调度机构执行市场规则的情况以及电网企业公平 开放实施监管。 第4页,共401页

第二章电力市场成员

第六条本规则所称的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（含新型储能企业、虚拟电厂 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）。 第七条电力市场实行注册制度。电力交易机构根据国 家有关规定建立市场注册制度，具体负责电力市场注册管 理工作。经营主体进入或者退出电力市场应当办理相应的 注册、注销手续。 第八条电力市场运营机构按职责负责电力市场交易、 电力调度和交易结果执行，以及配套的准入注册、计量结 算、信息披露等，维护电力系统的安全稳定运行。 第九条电网企业公平开放输电网、配电网，根据交易 结果为经营主体提供安全、优质、经济的输配电服务，根 据结算依据向经营主体结算相关费用。严格执行国家规定 的输配电价，并接受相关电力监管机构的监督检查。 第5页,共401页

第十条经营主体当按照有关规定履行交易结果，根据 交易结果使用输配电网。 第十一条电力市场应当按照国家有关规定组建电力市 场管理委员会，作为独立于电力交易机构的自治性议事协 调机制，对电力市场成员实施自律管理。 第十二条发电企业的权利和义务主要包括： （一）按照规则参与电能量、辅助服务等交易，签订 和履行电力交易合同，按规定参与电费结算，在规定时间 内可对结算结果提出异议； （二）获得公平的输配电服务和电网接入服务； （三）签订并执行并网调度协议，服从电力调度机构 的统一调度，提供承诺的有效容量和辅助服务，提供电厂 检修计划、实测参数、预测运行信息、紧急停机信息等； （四）依法依规提供相关市场信息，按照信息披露有 关规定获得市场交易、输配电服务、信用评价、电力负荷、 系统运行等相关信息，并承担保密义务； （五）具备满足参与市场化交易要求的技术支持手段； （六）法律法规规定的其他权利和义务。 第十三条电力用户的权利和义务主要包括： （一）按照规则参与电能量和辅助服务交易，签订和 第6页,共401页

履行电力交易合同，暂时无法直接参与市场的电力用户按 规定由电网企业代理购电，其中参与批发电能量交易的用 户，可以按照规则进行跨省跨区购电和省内购电； （二）获得公平的输配电服务和电网接入服务，按规 定支付购电费、输配电费、线损电费、系统运行费（含辅 助服务费）、政府性基金及附加等； （三）依法依规提供相关市场信息，获得电力交易和 输配电服务等相关信息，并承担保密义务； （四）服从电力调度机构的统一调度，遵守电力需求 侧管理等相关规定，提供承诺的需求响应服务；在系统特 殊运行状况下（如事故、严重供不应求等）按照电力调度 机构要求安排用电； （五）按规定支付电费，在规定时间内可对结算结果 提出异议； （六）依法依规履行清洁能源消纳责任； （七）法律法规规定的其他权利和义务。 第十四条售电公司的权利和义务主要包括： （一）按照规则参与跨省跨区、省内电能量交易和辅 助服务交易，提供增值服务，与用户签订零售合同，并履 行合同规定的各项义务； 第7页,共401页

（二）依法依规披露和提供信息，在政府指定网站上 公示公司资产、经营状况等情况和信用承诺，依法对公司 重大事项进行公告，并定期公布公司年报； （三）按照规则向电力交易机构提供代理零售用户的 交易合同及电力电量需求，获得电力交易、输配电服务和 代理零售用户历史用电负荷（或典型用电负荷）等相关信 息，承担用户信息保密义务； （四）依法依规履行清洁能源消纳责任； （五）具备满足参与市场化交易要求的技术支持手段； （六）获得电网企业的电费结算服务； （七）拥有配电网运营权的售电公司负责提供相应配 电服务，按用户委托提供代理购电服务； （八）法律法规规定的其他权利和义务。 第十五条其他经营主体根据参与的市场交易类型，享 受与上述经营主体同等的权利和义务，并需满足参与现货 市场的技术条件。 第十六条电网企业的权利和义务： （一）保障输变电设备正常运行； （二）根据现货市场价格信号反映的阻塞情况，加强 电网建设； 第8页,共401页

（三）为经营主体提供公平的输电、配电服务和电网 接入服务，提供报装、计量、抄表、收付费等服务； （四）建设、运行、维护和管理电网相关配套系统， 服从电力调度机构统一调度； （五）依法依规提供相关市场信息，并承担保密义务； 向市场运营机构提供支撑现货市场交易和市场服务所需的 相关数据，保证数据交互的准确性和及时性； （六）收取输配电费，代收代付电费和政府性基金及 附加等，按时完成电费结算； （七）保障居民（含执行居民电价的学校、社会福利机 构、社区服务中心等公益性事业用户）、农业用电供应， 执行现行目录销售电价政策；单独预测居民、农业用户的 用电量规模及典型用电曲线； （八）向符合规定的工商业用户提供代理购电服务， 预测代理购电市场化采购电量规模及曲线； （九）依法依规履行清洁能源消纳责任； （十）法律法规规定的其他权利和义务。 第十七条电力交易机构的权利和义务主要包括： （一）向经营主体提供市场注册、信息变更和退出等 相关服务。 第9页,共401页

（二）负责中长期交易组织及合同管理，负责现货交 易申报和信息发布。 （三）提供电力交易结算依据以及相关服务； （四）建设、运营和维护电力交易平台和相关配套系 统； （五）按照国家信息安全与保密、电力市场信息披露 和报送等有关规定披露和发布信息，承担保密义务；提供 信息发布平台，为经营主体信息发布提供便利，获得市场 成员提供的支撑现货市场交易以及服务需求的数据等；制 定信息披露标准格式，及时开放数据接口； （六）配合吉林省能源局、东北能源监管局对市场规 则进行分析评估，提出修改建议； （七）监测和分析市场运行情况，记录经营主体违反 交易规则、扰乱市场秩序等违规行为，向吉林省能源局、 东北能源监管局及时报告并配合相关调查，依法依规实施 市场干预，防控市场风险； （八）法律法规规定的其他权利和义务。 第十八条电力调度机构的权利和义务主要包括： （一）组织电力现货交易，负责安全校核、市场监测 和风险防控，按照调度规程实施电力调度，保障电网安全 第10页,共401页

稳定运行； （二）合理安排电网运行方式，保障电力市场正常运 行； （三）按规则建设、运行和维护电力现货市场技术支 持系统（下文简称“现货技术支持系统”）； （四）按照信息披露和报送等有关规定披露和提供电 网运行的相关信息，提供支撑市场化交易以及市场服务所 需的相关数据，按照国家网络安全有关规定与电力交易机 构进行数据交互，承担保密义务； （五）配合吉林省能源局、东北能源监管局对市场规 则进行分析评估，提出修改建议； （六）配合吉林省能源局、东北能源监管局开展市场 分析和运营监控，履行相应市场风险防范职责，依法依规 实施市场干预，并向吉林省能源局、东北能源监管局报告， 按照规则规定实施的市场干预予以免责； （七）法律法规规定的其他权利和义务。 第十九条新型独立储能经营主体的权利与义务主要包 括： （一）按照规则参与电力市场交易，签订和履行批发 市场交易合同和聚合服务合同，按时完成电费结算，获得 第11页,共401页

相关服务费； （二）获得公平的输电服务、电网接入服务和电费结 算服务； （三）依法依规披露信息；按照规则向电力交易机构、 电力调度机构提供交易电力电量需求、充放电曲线以及其 他生产信息；依法依规获得市场交易、输配电服务等相关 信息，承担信息保密义务； （四）服从电力调度机构的统一调度，执行相关指令 和履行合同约定，提供电力辅助服务； （五）具备满足参与市场交易要求的技术支持手段， 满足相关系统接入要求，与电网企业签订并网调度协议等； （六）具备功率调节或控制能力； （七）法律法规所赋予的其他权利和义务。 第二十条虚拟电厂的权利与义务主要包括： （一）按照规则参与电力市场交易，签订和履行批发 市场交易合同和聚合服务合同，按时完成电费结算，获得 相关服务费； （二）获得公平的输电服务、电网接入服务和电费结 算服务； （三）依法依规披露和提供信息，在电力交易平台 第12页,共401页

（以下简称交易平台）公示公司资产、经营状况、从业人 员、场所、技术支持系统等情况和信用承诺，依法及时对 公司重大事项进行公告，并定期公布公司年报； （四）按照规则向电力交易机构、电力调度机构提供 签约聚合资源的交易电力电量需求、典型发用电曲线以及 其他生产信息，获得市场交易、输配电服务和聚合资源的 基础信息、历史用电负荷（或典型用电负荷）等相关信息， 承担聚合资源信息保密义务； （五）服从电力调度机构的统一调度，执行相关指令 和履行合同约定，提供电力辅助服务； （六）具备满足参与市场交易要求的技术支持手段， 满足相关系统接入要求，与电网企业签订并网调度协议等； （七）具备对聚合资源的功率预测、调节或控制能力； （八）法律法规所赋予的其他权利和义务。 第二十一条其他市场成员的权利与义务按照电力市场 相关规则、实施细则执行。 第13页,共401页

第三章交易类型与方式

第二十二条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。 第二十三条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，是指对未来某一时期内交割电力产 品或服务的交易，包含数年、年、月、旬（周）、多日等 不同时间维度的交易。 电力现货交易，是指通过现货交易平台在日前及更短 时间内集中开展的次日、日内至实时调度之前电力交易活 动的总称。 第二十四条电力辅助服务交易是指由经营主体通过市 场化方式提供调频、备用等有偿电力辅助服务。 第二十五条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。 第14页,共401页

第四章电能量交易

第二十六条电能量交易由电力市场运营机构按照电力 市场运行规则集中组织实施，也可以由电力交易双方协商 并在电力交易平台履行相关交易程序。 第二十七条经营主体在履行市场注册程序后，参与电 能量市场交易。 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。 第二十八条经营主体可通过由各级电力交易机构组织 的电力中长期交易，形成电力中长期交易分时电量、电价 合同。电力中长期交易实行单一制电量电价，经营主体基 于电量价格进行市场交易。 第二十九条电力中长期交易方式主要包括双边协商和 集中交易。其中集中交易包括集中竞价、挂牌交易、滚动 撮合交易等。 第三十条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。 第15页,共401页

第三十一条吉林省电力现货交易包括日前交易和实时 交易。 电力市场运营机构按日组织日前交易，根据经营主体 日前交易申报，在考虑电网运行和物理约束的前提下，满 足日前市场负荷需求和备用需求，以社会福利最大为目标， 进行日前交易集中优化出清，形成日前出清结果。吉林省 加快推动日前交易以市场化用户申报曲线叠加非市场化用 户预测曲线为依据开展集中优化出清。 实时交易中，电力市场运营机构在运行日根据经营主 体申报，在机组组合基本确定的基础上，考虑电网实际运 行状态和物理约束，满足超短期负荷预测和备用需求，以 社会福利最大为目标，进行实时交易出清，形成实时交易 出清结果。 第三十二条电能量交易应通过电力市场运营机构校核 后执行。 第16页,共401页

第五章电力辅助服务交易

第三十三条经营主体应当按照有关规定提供用以维护 电压、频率稳定和电网故障恢复等方面的电力辅助服务。 第三十四条电力辅助服务分为基本电力辅助服务和有 偿电力辅助服务。其中，基本电力辅助服务是经营主体应 当无偿提供的电力辅助服务。有偿电力辅助服务是经营主 体在基本电力辅助服务之外提供的其他电力辅助服务。 第三十五条吉林省按照国家有关规定确定参与辅助服 务市场的准入条件，实行公平准入。 第三十六条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。 第三十七条承诺按照要求提供电力辅助服务的经营主 体，在实际运行中，电力调度机构按照有关规定进行考核。 第17页,共401页

第六章电能计量与结算

第三十八条经营主体应当安装符合国家标准的电能计 量装置，由电能计量检测机构检定后投入使用。 本规则所称电能计量检测机构，是指经政府计量行政 部门认可、电能交易双方确认的电能计量检测机构。 第三十九条电能计量检测机构对电能计量装置实行定 期校核。经营主体可以申请校核电能计量装置，经校核， 电能计量装置误差达不到规定精度的，由此发生的费用由 该电能计量装置的产权方承担；电能计量装置误差达到规 定精度的，由此发生的费用由申请方承担。 第四十条参与电能量交易的经营主体，应当明确各自 电能计量点。电能计量点位于经营主体与电网企业的产权 分界点，产权分界点不能安装电能计量装置的，由双方协 商确定电能计量点。法定或者约定的计量点计量的电能作 为电费结算的依据。经营主体以计量点为分界承担电能损 耗和相关责任，国家另有规定的除外。 第四十一条电网企业应当建立并维护电能计量数据库， 并按照有关规定向经营主体公布相关的电能计量数据。 第四十二条电力市场结算包括电能量交易结算、电力 第18页,共401页

辅助服务交易结算、容量交易结算等。 第四十三条电网企业和电力调度机构负责向电力交易 机构提供相关数据，电力交易机构负责提供电力市场交易 结算依据和服务，电网企业受经营主体委托提供相关电费 结算服务。当市场运行出现异常、政策调整、差错等特殊 情况，市场结算需要重新调整，由电网企业依照相关规定 开展电费追退补。 第四十四条电力市场成员应当按照政策要求和电力市 场运行规则规定的电费结算方式和期限结算电费。 第19页,共401页

第七章系统安全

第四十五条经营主体应当执行有关电网运行管理的规 程、规定，服从统一调度，加强设备维护，按照并网协议 配备必要的安全设施，提供电力辅助服务，维护电力系统 的安全稳定运行。 第四十六条电力市场运营应以确保电力安全、供热安 全为前提，不得影响居民供热质量且必须满足东北电网、 吉林电网系统安全稳定运行相关规定。 第四十七条电力调度机构应当严格执行电力调度规定， 合理安排系统运行方式，及时预报或者通报影响电力系统 安全运行的信息，防止电网事故，保障电网运行安全。负 责电力市场交易的安全校核，并公布校核方法、参数。根 据电力供需形势、设备运行状况、安全约束条件和系统运 行状况，统筹安排电力设备检修计划。电力并网运行管理 规定及实施细则由电力监管机构制定。 第四十八条电力市场技术支持系统建设应当符合规定 的性能指标要求，具备能量管理、交易管理、电能计量、 结算系统、合同管理、报价处理、市场分析与预测、交易 信息、监管系统等功能。 第20页,共401页

第四十九条电力市场运营机构负责管理和维护电力市 场技术支持系统，保障电力市场运营所需的交易安全、数 据安全和网络安全。电力市场技术支持系统建设应当符合 规定的性能指标要求，以电力市场运行规则为基础，统一 规划、统一设计、统一管理、同步实施、分别维护，根据 电力市场发展的需要及时更新。 第五十条经营主体可根据业务需要建设相应的信息化 发售电业务平台。对于接入电力市场技术支持系统的售电 公司技术支持系统，需提供安全等级报告和著作权证书， 同时要符合相关的信息化管理要求和数据接口规范要求。 第21页,共401页

第八章风险防控

第五十一条建立健全电力市场风险防控机制，防范市 场风险，保障电力系统安全和市场平稳运行，维护经营主 体合法权益和社会公共利益。市场运营机构在国家能源局 东北监管局、吉林省有关主管部门指导下，履行市场风险 防控职责，市场成员应共同遵守并按规定落实电力市场风 险防控职责。 第五十二条电力市场风险类型包括： （一）电力供需风险，指电力供应与需求大幅波动、 超出正常预测偏差范围，影响电力系统供需平衡的风险。 （二）市场价格异常风险，指部分时段或局部地区市 场价格持续偏高或偏低，波动范围或持续时间明显超过正 常变化范围的风险。 （三）电力系统安全运行风险，指电力系统在运行中 承受扰动时，无法承受住扰动引起的暂态过程并过渡到一 个可接受的运行工况，或者在新的运行工况下，各种约束 条件不能得到满足的风险。 （四）电力市场技术支持系统风险，指支撑电力市场 的各类技术支持系统出现异常或不可用状态，影响市场正 第22页,共401页

常运行的风险。 （五）网络安全风险，指因黑客、恶意代码等攻击、 干扰和破坏等行为，造成被攻击系统及其中数据的机密性、 完整性和可用性被破坏的风险。 （六）履约风险，指经营主体签订的批发、零售合同， 由于经营主体失信、存在争议或不可抗力等原因而不能正 常履行，影响市场结算工作正常开展的风险。 第五十三条当电力现货市场出现长时间“地板价”时， 按照及时响应、快速有效的风险防控原则，由市场运营机 构研究提出二级限价等风险防控方案，经市场管理委员会 审议，履行政府部门审定程序后执行。 第五十四条风险防控与处置。市场风险监测以事前、 事中为主。市场运营机构按照国家能源局东北监管局、吉 林省有关主管部门要求，加强对电力市场各类交易活动的 风险防范和监测。 市场运营机构按照有关程序对市场风险进行预警，并 报告国家能源局东北监管局、吉林省有关主管部门。 市场运营机构负责编制各类风险处置预案，包括风险 级别、处置措施、各方职责等内容，并滚动修编。风险处 置预案经国家能源局东北监管局、吉林省有关主管部门审 第23页,共401页

定后执行。 市场风险发生时，各方按照事前制定的有关预案，在 事中、事后采取相应的措施进行处置，尽可能减小风险造 成的后果，并按要求披露市场风险处置情况。 第五十五条信用管理。电力交易机构秉承“统一体系、 协同配合、全面覆盖、公开透明、守信激励、失信惩戒” 原则，进行电力市场信用评价和管理，根据经营主体信用 评价结果和市场运营情况，建立健全信用管理机制，维护 经营主体合法权益，营造良好市场信用环境。 第五十六条市场监测。市场运营机构负责对经营主体 违反公平竞争原则、损害市场公共利益、扰乱市场秩序等 行为进行市场监测和识别，开展市场力检测与缓解措施。 根据市场运行需要和技术条件，市场力检测方法主要采用 市场结构分析、行为测试和影响测试中的一项或多项，市 场力缓解措施主要包括事前、事后措施中的一项或多项。 第24页,共401页

第九章信息披露

第五十七条信息披露应当遵循“安全、及时、真实、 准确、完整、易于使用”的原则。信息披露主体应严格按 照要求披露信息，并对其披露信息的真实性、准确性、完 整性、及时性负责。 第五十八条经营主体、电网企业应当按照有关规定向 电力市场运营机构提供信息。电力市场运营机构在确保信 息安全基础上，定期向经营主体和社会公众按要求披露电 力市场运行信息。 第五十九条电力监管机构制定电力市场信息披露规则 并监督实施。 第25页,共401页

第十章争议处理

第六十条本规则所指争议主要是指经营主体之间的下 列争议： （一）经营主体之间的纠纷包括但不限于合同纠纷、 经济纠纷、隐私保密纠纷； （二）经营主体与电力市场运营机构之间的纠纷包括 但不限于经营主体对市场组织、交易执行、结算与事后认 定等方面的行为进行质疑，或拒不执行电力市场运营机构 指令等； （三）其他方面的争议。 第六十一条电力交易发生争议时，经营主体可自行协 商解决，协商无法达成一致时可提交吉林省能源局、东北 能源监管局调解处理，也可向人民法院提起诉讼。 第六十二条经营主体应按照以下规定时间提出争议调 解申请： （七）对于市场价格、结算依据中的电量或金额有争 议的，应在电力市场运营机构给出查询回复后的10个工作 日内以书面方式提出。 （八）对于结算凭证中的电量或金额有争议的，应在 第26页,共401页

电网企业给出结算查询回复后的10个工作日内以书面方式 提出。 （九）对于其他争议，市场成员应在事件发生之日起2 年内提出。 经营主体有义务为省能源局、东北能源监管局提供 争议处理所需的数据和材料。承担调解工作的相关人员 应遵守保密规定，不得泄露因调解工作知悉的商业秘密。 第27页,共401页

第十一章法律责任

第六十三条电力市场运营机构违反本规则规定，有下 列情形之一的，按照《电力监管条例》第三十三条的规定 处理： （一）不按照本规则及配套规则规定组织交易的； （二）未经电力监管机构审定同意，擅自出台交易细 则开展相关电力市场活动的； （三）擅自执行未按法定权限、程序制修订的规则的； （四）其他违反本规则规定且造成社会不良影响的。 第六十四条任何单位和个人扰乱电力市场运营机构的 秩序且影响电力市场活动正常进行，或者危害电力市场及 相关技术支持系统安全的，按照有关规定处理；构成犯罪 的，依法追究刑事责任。 第28页,共401页

第十二章附则

第六十五条本规则由吉林省能源局、东北能源监管局 负责解释，与国家最新政策、文件规定不符的，从其规定。 第六十六条本规则涉及的相关免责条款包括： （一）电网企业输配电业务属于监管业务，依法接受 监管，不承担市场运行相关的经济责任； （二）不可抗力引发的发输变电设备异常，造成其他 市场成员经济损失的，其设备所属的相关方不承担经济责 任。不可抗力指对市场和电力系统有严重影响的不能预见、 不能避免并不能克服的客观情况； （三）出现市场异常情况时，电力市场运营机构按本 规则及其他实施细则对市场进行干预予以免责。 第29页,共401页

名词解释 （一）电能量市场：以电能量为交易标的物的市场。 （二）安全校核：对检修计划、发用（充放）电计划、 市场出清结果和电网运行方式等内容，从电力系统运行安 全角度分析的过程。分析方法包括静态安全分析、暂态稳 定分析、动态稳定分析、电压稳定分析等。 （三）市场监测：对发电企业、新型经营生产及运行 情况、电网运行状态、用户用电行为等运行情况，以及交 易组织、交易行为等市场运营情况进行监视的行为。 （四）市场出清：电力市场根据市场规则，通过竞争 确定交易量、价。 （五）信息披露：指向能源监管机构、市场成员（不 含电力市场运营机构）及社会公众等发布电力市场相关信 息的过程。 （六）运行日（D）：为实际执行日前市场交易计划的 自然日。 第30页,共401页

吉林省电力市场注册管理实施细则 （试行4.1 版） 第31页,共401页

目录 1 总述........................................................................................................................................................................ 1 2 适用范围...............................................................................................................................................................1 3 引用文件...............................................................................................................................................................1 4 名词解释...............................................................................................................................................................2 5 总则........................................................................................................................................................................ 2 6 基本条件...............................................................................................................................................................3 6.1 总体要求..................................................................................................................................................3 6.2 发电企业基本条件............................................................................................................................... 3 6.3 电力用户基本条件............................................................................................................................... 4 6.4 售电公司基本条件............................................................................................................................... 4 6.5 新型储能主体基本条件......................................................................................................................5 6.6 虚拟电厂基本条件............................................................................................................................... 5 6.7 其他新型经营主体基本条件.............................................................................................................6 6.8 其他要求..................................................................................................................................................7 7 市场注册...............................................................................................................................................................7 7.1 总体要求..................................................................................................................................................7 7.2 发电企业注册.........................................................................................................................................9 7.3 电力用户注册...................................................................................................................................... 10 7.4 售电公司注册...................................................................................................................................... 11 7.5 新型储能主体注册.............................................................................................................................11 7.6 虚拟电厂及聚合资源市场注册......................................................................................................13 7.7 并网型绿电直连项目........................................................................................................................ 16 7.8 其他新型经营主体注册....................................................................................................................16 8 信息变更.............................................................................................................................................................17 8.1 总体要求................................................................................................................................................17 8.2 发电企业信息变更.............................................................................................................................18 8.3 电力用户信息变更.............................................................................................................................19 8.4 售电公司信息变更.............................................................................................................................21 8.5 新型储能主体信息变更....................................................................................................................21 8.6 虚拟电厂及聚合资源主体信息变更............................................................................................ 21 8.7 其他新型经营主体信息变更.......................................................................................................... 22 9 市场注销.............................................................................................................................................................22 10 异议处理.......................................................................................................................................................... 24 10.1 异议反馈............................................................................................................................................. 24 10.2 异议回复............................................................................................................................................. 25 10.3 异议处理............................................................................................................................................. 25 11 监督管理.......................................................................................................................................................... 25 11.1 监督管理..............................................................................................................................................26 11.2 配合管理..............................................................................................................................................26 11.3 失信管理..............................................................................................................................................26 第32页,共401页

总述 为依法维护电力市场经营主体的合法权益，保证电力 市场建设工作统一开放、竞争有序，加强和规范电力市场 注册工作，结合吉林实际，制定本细则。 适用范围 本细则适用于吉林省电力市场的经营主体注册、信息 变更、注销等管理工作。 引用文件 （一）《中共中央国务院关于进一步深化电力体制改 革的若干意见》（中发〔2015〕9 号）及其配套文件 （二）《关于深化电力现货市场建设试点工作的意见 的通知》（发改办能源规〔2019〕828 号） （三）《售电公司管理办法》（发改体改规〔2021〕 1595 号） （四）《电力现货市场基本规则（试行）》（发改能 源规〔2023〕1217 号） （五）《电力市场信息披露基本规则》（国能发监管 〔2024〕9 号） （六）《电力市场运行基本规则》（2024 年第20 号 令） （七）《电力市场注册基本规则》（国能发监管规 〔2024〕76 号） 第33页,共401页

（八）《电力中长期交易基本规则》（发改能源规 〔2025〕1656 号） （九）《国家发展改革委国家能源局关于深化新能源 上网电价市场化改革促进新能源高质量发展的通知》（发 改价格〔2025〕136 号） （十）《国务院办公厅关于完善全国统一电力市场体 系的实施意见》（国办发〔2026〕4 号） 名词解释 （一）电力交易平台：在本细则中特指吉林电力交易 平台。 （二）市场运营机构：包括电力交易机构和电力调度 机构，在本细则中分别指吉林电力交易中心有限公司、国 网吉林省电力有限公司电力调度控制中心。 （三）市场注册：指满足市场注册条件的经营主体将 注册业务信息以及相关支撑性材料提交给市场运营机构并 获得交易资格的过程。 （四）信息变更：指经营主体对市场注册时提供的信 息进行变更，或者向市场公告其他变化情况。 （五）市场注销：指符合规定条件，通过注销流程退 出吉林电力市场的行为。 总则 参加电力市场交易的经营主体，需要满足一定的基本 第34页,共401页

及技术条件，并在电力交易机构完成注册。 本细则所称的经营主体包括参与电力市场交易的发电 企业、售电公司、电力用户和新型经营主体。新型经营主 体包括新型储能主体、虚拟电厂及聚合资源主体、并网型 绿电直连项目等。 电力交易机构负责开展电力市场注册服务，建设并运 维电力交易平台市场注册业务功能，依法依规披露市场注 册业务的相关信息。实现与电力调度机构电力调度自动化 系统及电网企业营销、新型电力负荷管理系统的市场注册 所需信息交互，提升经营主体市场注册业务便捷性。 基本条件 6.1 总体要求 参加电力市场交易的经营主体应当是财务独立核算、 能够独立承担民事责任的企业、经法人单位授权的内部核 算主体、个体工商户、执行工商业电价或具有分布式电源 的自然人等民事主体，提供有效身份证明证件及相关注册 材料，可办理市场注册业务；若存在较严重的不良信用记 录或者曾做出虚假承诺等情形的经营主体，在修复后方可 办理市场注册业务。 6.2 发电企业基本条件 （一）依法取得发电项目核准或者备案文件，依法取 得、按规定时限正在办理或者豁免电力业务许可证（发电 第35页,共401页

类）； （二）已与电网企业签订并网调度协议，接入电力调 度自动化系统； （三）并网自备电厂取得电力业务许可证（发电 类），达到能效、环保要求，可作为经营主体直接参与电 力市场交易； （四）具备相应的计量能力或者替代技术手段，满足 电力市场计量和结算的要求；具备满足参与市场化交易要 求的其他技术支持手段； （五）光热电站参与市场参照新能源发电项目执行； 燃机、水电等发电企业参与市场按照国家相关政策规定执 行。 6.3 电力用户基本条件 （一）工商业用户原则上全部直接参与电力市场交 易，暂未直接参与市场交易的工商业用户按规定由电网企 业代理购电； （二）具备相应的计量能力或者替代技术手段，满足 电力市场计量和结算的要求。 6.4 售电公司基本条件 售电公司按照《售电公司管理办法》（发改体改规 〔2021〕1595 号）（以下简称《售电公司管理办法》）规 定执行，如有新规的从其规定。 第36页,共401页

6.5 新型储能主体基本条件 （一）与电网企业签订并网调度协议，接入电力调度 自动化系统； （二）具备电力、电量数据分时计量与传输条件，数 据准确性与可靠性满足结算要求； （三）满足最大充放电功率、最大调节容量及持续充 放电响应时间等对应的技术条件。现阶段，独立新型储能 最大充放电功率不低于5 兆瓦，最大调节容量不低于10 兆 瓦，持续充放电响应时间不低于2 小时。后续根据情况适时 调整相关技术要求，具体数值以相关标准或国家、吉林省 有关部门规定为准； （四）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。 6.6 虚拟电厂基本条件 （一）按照电网企业要求签订相关协议，满足相关系 统接入技术及安全等要求，接入新型电力负荷管理系统或 电力调度自动化系统； （二）具备电力、电量数据分时计量与传输条件，数 据准确性与可靠性满足结算要求； （三）具备聚合可调节负荷以及分布式电源、新型储 第37页,共401页

能等资源的能力； （四）具备对聚合资源的调节或控制能力，拥有具备 信息处理、运行监控、业务管理、计量监管、控制执行等 功能的软硬件系统； （五）聚合范围、调节性能等条件应满足相应市场的 相关规则规定。 （六）具备对聚合资源的功率预测、调节和控制能 力。现阶段，聚合资源总容量不小于10 兆瓦，上下调节能 力应分别不低于额定总容量的10%，调节速率不低于（出 力上限×2%）/分钟，现货价格信号响应效率≤16 小时（以 现货日前出清时间为标准），接受调度指令的混合型和电 源型虚拟电厂，调度指令响应执行时间≤1 分钟。随着市场 发展，适时调整相关技术要求。 （七）具备汇总及分解聚合资源电力电量数据和参与 电力市场96 点曲线交易的技术能力。 （八）满足相关系统接入技术及安全等要求，接入新 型电力负荷管理系统或电力调度自动化系统，通过相关验 收及能力要求测试。随着市场发展，适时调整相关技术要 求。 6.7 其他新型经营主体基本条件 6.7.1 电动汽车充电设施基本条件： （一）具备相应的计量能力或者替代技术手段，满足 第38页,共401页

电力市场计量和结算的要求； （二）有放电能力的电动汽车充电设施，与电网企业 签订负荷确认协议，接入新型电力负荷管理系统。 6.7.2 智能微电网经营主体基本条件初期参照电力用户 基本条件执行，后期视国家和吉林省有关规定进行调整。 6.7.3 分布式（分散式）电源基本条件： （一）依法取得发电项目核准或者备案文件； （二）与电网企业签订负荷确认协议或并网调度协 议，根据电压等级标准接入新型电力负荷管理系统或电力 调度自动化系统； （三）具备相应的计量能力或者替代技术手段，满足 电力市场计量和结算的要求。 6.8 其他要求 当国家政策调整或者交易规则变化导致经营主体类型 或进入电力市场基本条件发生变化时，按照国家统一标准 进行调整。 市场注册 7.1 总体要求 （一）满足市场注册条件的经营主体，按照申请、承 诺、审查、公示、生效的流程及管理制度在电力交易机构 办理市场注册后，方可参与电力市场交易。 （二）经营主体应提供真实、准确的身份认证、联系 第39页,共401页

方式等注册信息以及相关支撑性材料，签订入市协议等。 经核实提供虚假错误信息等情况的，电力交易机构报告吉 林省能源局、国家能源局东北监管局（下文简称“东北能 源监管局”），并通过交易平台对外发布、纳入主体信用 评价。由此产生的后果由其自行承担相应责任； （三）参与电力市场交易的经营主体，应当办理数字 安全证书或者采取同等安全等级的身份认证手段等； （四）电力交易机构收到经营主体提交的市场注册申 请和注册材料后，在5 个工作日内进行审查，必要时组织对 经营主体进行现场核验。对于市场注册材料不符合要求 的，应予以一次性告知； （五）市场注册审查通过的发电企业、电力用户、新 型储能企业、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； （六）电力交易机构将对市场注册生效的经营主体体 纳入经营主体目录，实行动态管理，按照信息披露要求向 社会公布，按照吉林省能源局、东北能源监管局要求进行 备案； （七）具有多重主体身份的经营主体，应当按经营主 体类别分别进行注册； （八）原则上同一经营主体在同一合同周期内仅可与 一家售电公司、虚拟电厂确立代理或聚合服务关系； 第40页,共401页

（九）当国家政策调整或者交易规则变化导致市场注 册信息发生变化时，电力交易机构应按照全国统一的原则 组织经营主体重新注册或补充完善注册信息。 7.2 发电企业注册 （一）新建（包括扩建、改建，下同）发电机组市场 注册与并网业务同步办理，注册前完成发电户号建档工 作；在调试运行期可自主选择参与电力市场，若未参与市 场交易，其实际上网电量按照《关于东北区域发电机组进 入及退出商业运营有关事项的通知》执行，若参与市场交 易，按照统一市场规则执行。新建发电机组转商运后，需 按照市场规则参与市场交易。 （二）发电企业市场注册时，应在交易平台自主注册 并申请注册账号，同时网上签订入市协议、承诺书，需要 提供的注册资料包括：营业执照、并网调度协议、授权委 托书等。若现货市场采取节点电价机制，在注册信息中明 确发电机组所在节点信息。电力交易机构收到发电企业提 交的注册申请和注册信息、材料等，在规定时限内完成材 料的完整性核验。对于材料不全或不符合规范的，发电企 业应在2 个工作日内对材料进行补充和完善； （三）发电企业在首次注册和新增机组时要进行机组 注册。机组注册时需提交建设核准（备案）文件、发电业 务许可证正副本或业务办理承诺书（豁免除外）、接入电 第41页,共401页

网的评审和批复意见、并网意见、购售电合同等资料，机 组名称应与调度命名文件中的调度简称保持一致；新建发 电机组转商运后，发电企业应及时将转商运证明文件上传 电力交易平台。 （四）发电企业机组参与市场交易，需提前7 个工作日 向电力交易机构和电力调度机构提出申请。收到发电企业 申请后，电力交易机构、电力调度机构在3 个工作日内分别 完成交易单元及结算单元创建、机组建模等工作，发电企 业机组当月可同步参与电力中长期、现货市场交易，参与 辅助服务市场交易按照相关规则及细则执行。 （五）发电企业应按照规定时限取得电力业务许可证 （发电类），并及时报送电力调度机构、上传电力交易平 台，超过规定时限仍未取得电力业务许可证（发电类）的 不得继续参与交易。自发自用余电上网新能源项目（含新 能源直供项目）可豁免电力业务许可证（发电类）参与电 力市场交易。 7.3 电力用户注册 （一）符合国家、省内相关规定与基本要求，且不在 负面清单范围以内的电力用户，在选择参与电力市场交易 前，电网企业应将新增用户信息推送至交易平台，用户在 交易中心履行注册后可参与交易。由电网企业代理购电的 用户（含新装用户），可在每月15 日前（如遇节假日、政 第42页,共401页

策或市场规则发生重大变化时，可适当调整）选择参与后 续月份的电力市场交易，电网企业代理购电相应终止； （二）电力用户自主在交易平台网站注册并申请注册 账号，同时网上签订入市协议、承诺书，注册时需要提供 的资料包括：营业执照、法人代表授权委托书、电力营销 系统客户所属单位授权书（租赁他人厂房、转供电等各类 原因导致电力营销系统用户名称与申请注册的电力用户名 称不一致时提供）等； （三）用户注册后，需维护用电单元（或营销户号） 信息，由为其提供供电服务的电网企业提供用户用电信息 （包括用户编号、户名、计量点等相关信息）； （四）电力交易机构收到电力用户提交的注册申请和 注册信息、材料等，在规定时限内完成材料的完整性核 验；对于材料不全或不符合规范的，电力用户应在2 个工作 日内对材料进行补充和完善。 7.4 售电公司注册 售电公司市场注册条件和流程按照《售电公司管理办 法》规定执行。 7.5 新型储能主体注册 （一）新建（包括扩建、改建，下同）独立储能的市 场注册与并网业务同步办理，注册前完成发、用电户号建 档工作。新建独立储能在调试运行期可自主选择参与电力 第43页,共401页

市场，若未参与市场交易，其实际充放电量按照《关于东 北区域发电机组进入及退出商业运营有关事项的通知》和 政府相关文件执行，若参与市场交易，按照统一市场规则 执行。新建独立储能转商运后，需按照市场规则参与市场 交易。 （二）独立储能在市场注册时，需向电力交易机构提 供以下信息和资料（包括但不限于）： 1.基本信息：企业工商信息、法定代表人信息、联系 信息、银行账户信息、开票信息；营业执照、法人证件、 联系人授权文件等企业证明材料；建设核准（备案）文 件、并网调度协议、接入电网的评审和批复意见、并网意 见及购售电合同等。储能单元名称应与调度命名文件中的 调度简称保持一致。新建独立储能在转商运后，应及时将 转商运证明文件上传电力交易平台。 2.独立储能主体需提供涵盖最大充放电功率、最大调 节容量、持续充放电时长等各项技术参数的相关证明材 料。 3.参与配储的电网侧独立储能电站，需提供配储的新 能源企业同意储能电站参与市场交易的相关意见。 （三）独立储能参与市场交易，需提前7 个工作日向电 力交易机构和电力调度机构提出申请。收到独立储能企业 申请后，电力交易机构、电力调度机构在3 个工作日内分别 第44页,共401页

完成交易单元及结算单元创建、机组建模等工作，独立储 能同步参与后续月份的电力中长期、现货市场交易，参与 辅助服务市场交易按照相关规则及细则执行。 （四）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。 7.6 虚拟电厂及聚合资源市场注册 （一）符合注册基本条件的虚拟电厂及其聚合资源主 体，应分别在交易平台完成市场注册后方可参与电力市场 交易，按照相关规定参与电力保供，参与辅助服务市场交 易按照相关规则及细则执行。 （二）虚拟电厂运营商市场注册，初期参照《售电公 司管理办法》执行。 （三）虚拟电厂市场注册时，运营商应按照要求提供 虚拟电厂注册所需材料，具体按照相关电力市场规则、实 施细则及工作规范执行。 （四）聚合资源主体在交易平台按照其所属市场主体 类型分别进行市场注册，具体按照相关电力市场规则、实 施细则及工作规范执行。 （五）虚拟电厂按照发用电特性可分类为电源型虚拟 第45页,共401页

电厂、负荷型虚拟电厂以及混合型虚拟电厂，其中电源型 虚拟电厂是指聚合接入同一220kV 节点的分布式电源所形 成的经营主体；负荷型虚拟电厂是指聚合接入同一挂接 220kV 节点的电力用户、电动汽车充换电设施所形成的经营 主体；混合型虚拟电厂是指聚合接入同一挂接220kV 节点 下多个配电台区内的分布式电源、可调负荷与储能等资 源，所形成的经营主体，混合型虚拟电厂在某一时刻仅能 呈现发（放）电或用（充）电单一特性，不得跨关口计量 点抵消发（放）电用（充）电功率曲线。 （六）虚拟电厂市场注册业务流程 1.意向申请。虚拟电厂运营商向电力交易机构提交聚合 参与市场意向申请及相关资料，若所聚合资源已参与市 场，需同步提供聚合资源主体相关交易合同处理意见或相 关证明材料，并确保所提交资料的真实性、完整性。电力 交易机构对虚拟电厂运营商提交的材料进行完整性核验， 对其聚合意向情况进行初核，并将通过核验的相关材料及 聚合意向信息推送新型电力负荷管理系统。 2.接入申请。每月1-10 日，通过电力交易机构初核的 虚拟电厂运营商可向吉林省电力负荷管理中心（以下简称 “负管中心”）提交相关系统接入申请及运营平台第三方 安全检测报告等相关资料，第三方检测报告应包含应用功 能、网络性能、信息安全等检测内容。负管中心结合电力 第46页,共401页

交易机构推送的虚拟电厂聚合资源相关意向信息，组织虚 拟电厂运营商在新型电力负荷管理系统中完成资源主体预 聚合，并会同电力调度机构同步做好电力调度自动化系统 数据接入相关工作。 3.接入联调。完成资源主体预聚合后，虚拟电厂运营商 需向电力调度机构、负管中心发起相关系统接入联调申 请。负管中心会同电力调度机构，组织虚拟电厂运营商开 展运营平台与新型电力负荷管理系统和电力调度自动化系 统的联调测试。虚拟电厂运营商应按信息交互规范要求实 现数据上送、聚合调节等功能。联调通过后，由负管中心 会同电力调度机构向虚拟电厂运营商发布同意接入的名 单，并同步推送至交易平台。 4.能力检测。负管中心按照相关规定对虚拟电厂开展能 力检测，并将检测结果推送交易平台、电力调度自动化系 统。 5.市场注册。通过接入联调和能力检测的虚拟电厂运营 商与聚合资源主体应按相关市场规则及实施细则，在交易 平台以套餐形式自主签订聚合服务合同，被聚合的资源主 体在平台进行确认，形成聚合代理服务关系。 6.网站公示。电力交易机构将通过接入联调和能力检测 的虚拟电厂在指定网站进行公示，包括虚拟电厂运营商的 企业信息、运营平台信息等；其中，具备售电公司资质的 第47页,共401页

虚拟电厂运营商公示期为7 天；不具备售电公司资质的虚拟 电厂运营商公示期为30 天。 7.注册生效。公示期满无异议的虚拟电厂市场注册生 效，纳入电力市场经营主体目录实施动态管理，运营商与 资源主体的聚合服务合同于次月执行。电力交易机构将注 册生效的虚拟电厂推送新型电力负荷管理系统、电力调度 自动化系统，负管中心完成建档。电力交易机构按月汇总 并向政府部门备案。注册生效后的虚拟电厂应足额缴纳履 约保函、保险后，方可参与电力市场化交易。如同一企业 （统一社会信用代码相同）均注册虚拟电厂和售电公司， 则两者共用资产总额和履约保函、保险额度。 7.7 并网型绿电直连项目 1.并网型绿电直连项目享有平等的市场地位，按照相关 规定同步办理市场注册和并网业务。项目电源与负荷为同 一投资主体的，原则上应作为整体参与电力市场；项目电 源与负荷不是同一投资主体的，应分别进行市场注册，可 与共同成立及注册的运营商或者第三方运营商签订聚合服 务合同，以聚合形式参与电力市场。并网型绿电直连项目 的负荷不得由电网企业代理购电。 2.并网型绿电直连项目可豁免电力业务许可证（发电 类）参与电力市场交易。 7.8 其他新型经营主体注册 第48页,共401页

满足注册条件的电动汽车充电设施初期参照电力用户 注册要求执行；注册后可按照电力用户要求或者以虚拟电 厂运营商聚合的方式参与电力市场。 分布式（分散式）电源可按照发电企业要求进行市场 注册，自主选择以聚合方式或者直接参与市场，未选择聚 合或者直接参与市场的默认作为价格接受者间接参与市 场，暂由电网企业按照现行模式结算，具体按照国家及吉 林省有关规定执行。 智能微电网按照国家及吉林省有关规定执行。 信息变更 8.1 总体要求 （一）经营主体市场注册信息发生变化后，应在5 个工 作日内向首次注册的电力交易机构提出信息变更申请。 （二）经营主体市场注册信息变更按照申请、承诺、 审查、公示、生效的流程办理。经营主体应提交变更信息 以及相关支撑性材料，若办理信息变更时其他注册信息或 支撑性材料已过有效期，需要同步进行更新。 （三）信息变更主要包含以下内容： 1.经营主体身份名称变更、法定代表人（或负责人）更 换； 2.公司股东、股权结构的重大变化，因公司股权转让导 致公司控股股东或者实际控制人发生变化等； 第49页,共401页

3.电力业务许可证变更、延续等； 4.发电企业机组转让、机组关停退役、机组调度关系调 整、机组自备公用性质转换、机组进入及退出商业运营、 机组容量调整、其他影响交易组织的关键技术参数变更 等； 5.新型储能主体储能项目（单元）转让、储能单元容量 调整、其他影响交易组织的关键技术参数变更等； 6.售电公司、虚拟电厂资产总额发生影响年度代理电量 规模或调节能力的变化、企业高级或中级职称的专业人员 变更、配电网运营资质变化、业务范围变更等。 （四）电力交易机构收到经营主体提交的变更申请和 变更材料后，在5 个工作日内进行完整性审查。对于变更材 料不符合要求的，应予以一次性告知。 （五）市场注册信息变更审查通过的发电企业、电力 用户、新型储能企业、分布式电源、电动汽车充电设施经 营主体原则上无需公示，信息变更手续直接生效。 （六）经营主体市场注册信息发生变化未按规定时间 进行变更，并造成不良影响或经济损失的，由经营主体承 担相应责任； （七）经营主体在市场注册信息变更期间可正常参与 市场交易。 8.2 发电企业信息变更 第50页,共401页

发电企业在交易平台自主办理信息变更并提交相关证 明材料，电力交易机构完整性审核后生效。 （一）发电企业注册时填报的市场成员信息发生变更 的，需提供工商核准变更通知书、变更后营业执照、在机 组信息中变更发电业务许可证正副本（如变更后需新发） 等证明材料，发电企业提交的资料满足完整性校验要求； （二）发电企业的机组信息变更，不涉及物理运行参 数信息的，由发电企业向电力交易机构提供机组电价调整 等变更材料；涉及物理运行参数信息的，由电力调度机构 确认并重新签订并网调度协议，向电力交易机构提供相关 材料； （三）涉及机组转让的，如果受让方并未进行注册， 需进行市场成员注册后办理机组转让，受让方已办理注册 的，只需办理机组转让。 8.3 电力用户信息变更 市场交易用户发生并户、销户、过户、新增用电户 号、更名或者用电类别、电压等级等信息发生变化时，经 营主体应在电网企业办理变更的同时，在电力交易机构办 理注册信息变更手续。电网企业需逐步完善用户统一社会 信用代码信息，确保用户信息准确、完备，推动按用户统 一社会信用代码进行市场化信息管理，在办理电力用户信 息变更时，须同步向电力交易机构推送相关变更信息。 第51页,共401页

（一）电力用户注册时填报的市场成员信息发生变更 的，需提供工商核准变更通知书、变更后营业执照； （二）电力用户用电信息发生变更，需根据相关规定 向电网企业提出用电信息变更申请，电网企业按照规定流 程进行信息变更的同时协助电力用户向电力交易机构发起 变更申请； （三）电力用户在电网企业办理变更业务时，电力交 易机构按照如下原则处理： 1.市场交易用户销户、电价类别由工商业电价改为居民 或农业电价时，可在交易平台予以正常退市注销； 2.发生更名但用电主体（主要指统一社会信用代码，下 同）未改变的，市场交易用户维持原有市场身份；发生更 名且用电主体改变的，新增用户可依规自主选择入市或由 电网企业代理购电； 3.市场交易用户有部分营销户号过户、分户、并户给其 他用户时，该用户维持市场身份，承接户号的用户若为非 市场交易用户，可自主选择入市或仍由电网企业代理购 电，承接户号的用户若为存量市场交易用户，按新增户号 办理；市场交易用户的全部营销户号过户、分户、并户给 其他用户时，该用户在交易平台正常注销。 （四）电力交易机构在收到变更申请后的5 个工作日内 完成变更材料的完整性审核工作。若审核不通过，同时通 第52页,共401页

知电网企业和发起变更电力用户的联系人，电网公司协助 电力用户根据提示修改、完善变更材料后再行提交。 8.4 售电公司信息变更 售电公司市场注册信息变更条件和流程按照《售电公 司管理办法》规定执行。 8.5 新型储能主体信息变更 （一）新型储能市场注册相关信息发生变化时，应按 照要求及时通过交易平台办理市场注册变更，注册信息变 更期间应正常履行已签订的市场合约。完成注册变更后， 电力交易机构将变更信息推送新型电力负荷管理系统或电 力调度自动化系统。 （二）独立储能关键技术参数发生变化时，应重新进 行系统测试，通过测试的独立储能应通过交易平台提交变 更申请，必要时应重新签订入市承诺书、相关合同或协 议。 （三）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。 8.6 虚拟电厂及聚合资源主体信息变更 （一）虚拟电厂运营商及聚合资源主体市场注册相关 信息发生变化时，应按照要求及时通过交易平台办理市场 第53页,共401页

注册变更，注册信息变更期间应正常履行已签订的市场合 约。完成注册变更后，电力交易机构将变更信息推送新型 电力负荷管理系统或电力调度自动化系统。 （二）虚拟电厂运营商市场注册信息变更，初期参照 《售电公司管理办法》执行。 （三）虚拟电厂聚合资源主体市场注册信息变更，参 照电力市场规则、实施细则及工作规范中对应类型主体有 关规定执行。若虚拟电厂及其聚合资源关键技术参数发生 变更，变更前应重新进行系统测试，通过测试的虚拟电厂 应通过电力交易平台提交变更申请，必要时应重新签订入 市相关承诺书、合同或协议，履行承诺、公示等程序。 8.7 其他新型经营主体信息变更 电动汽车充电设施信息变更初期参照电力用户注册要 求执行。智能微电网按照国家及吉林省有关规定执行。分 布式（分散式）电源按照发电企业注册要求执行。 市场注销 （一）经营主体退出电力市场交易，分为申请注销和 自动注销。 （二）经营主体有下列正当理由之一的，可申请注 销： （1）经营主体宣告破产，或虽未破产但被吉林省政府 主管部门关停或主动拆除，不再发电或者用电； 第54页,共401页

（2）因国家政策、电力市场规则发生重大调整，导致 原有经营主体非自身原因无法继续参加市场的情况； （3）因电网网架调整，导致经营主体的发用电物理属 性无法满足所在地区的电力市场进入条件； （4）经营主体所有机组关停退役的； （5）经营主体不再属于工商业用电性质的。 （三）经营主体申请注销，应当符合正当理由，向首 次注册的电力交易机构提出市场注销申请。 （四）经营主体申请注销按照申请、声明、审查、公 示、生效的流程办理。经营主体应提交注销申请、合同处 理完毕声明以及相关支撑材料。 （五）电力交易机构收到经营主体提交的注销申请和 注销材料后，在5 个工作日内进行审查。对于注销材料不符 合要求的，应予以一次性告知。 （六）电力交易机构每年开展经营主体持续满足注册 条件核验，必要时组织对经营主体进行现场核验，发现符 合正当理由退出电力市场交易或工商营业执照注销、吊销 且未申请市场注销的，予以自动注销处理，并报东北能源 监管局和吉林省能源局备案。售电公司持续满足注册条件 核验按照《售电公司管理办法》规定执行，虚拟电厂初期 参照《售电公司管理办法》执行。 （七）经营主体自动注销由电力交易机构发起，按照 第55页,共401页

公示、生效的流程办理。售电公司退出电力市场交易条件 和流程按照《售电公司管理办法》规定执行，虚拟电厂运 营商初期参照《售电公司管理办法》执行。 （八）对于即将市场注销的经营主体，其所有已签订 但未履行的市场交易合同，原则上通过自主协商等方式在 下一个合同履行月之前的10 个工作日内完成处理。因市场 交易合同各方造成的损失由退出电力市场交易的经营主体 承担，或自行通过司法程序解决。 （九）电力交易机构应通过电力交易平台，将经营主 体市场注销信息向社会公示，公示期为10 个工作日，公示 期满无异议，在电力交易平台中予以注销，保留其历史信 息5 年。 （十）已市场注销的经营主体再次参与电力市场交 易，应在电力交易机构重新办理市场注册。 （十一）新型储能、虚拟电厂运营商及聚合资源主体 市场注销后，电力交易机构将市场注销的经营主体信息推 送新型电力负荷管理系统或电力调度自动化系统。其中， 聚合资源主体申请注销和自动注销按照电力市场规则、实 施细则及工作规范中对应类型主体有关规定执行。 10 异议处理 10.1 异议反馈 任何单位或个人对于经营主体电力市场注册存在异 第56页,共401页

议，可通过异议反馈渠道向电力交易机构实名反映，需提 供包括但不限于异议内容、有效联系方式等信息。异议反 馈应提供相关证明材料，不得捏造事实、虚假举证。 10.2 异议回复 电力交易机构对实名反映人相关身份信息进行保密， 不得对外泄密，并及时回复调整处理情况。 10.3 异议处理 对于公示期间存在异议的经营主体，电力交易机构应 根据调查情况分类处理。 （一）如因公示材料疏漏缺失、人员等变更而产生异 议，经营主体可以补充材料申请再公示。 （二）如因材料造假发生异议，经营主体自接到电力 交易机构关于异议的告知之日起，5 个工作日内无法做出合 理解释，电力交易机构终止其市场注册业务公示，将情况 报送吉林省能源局、东北能源监管局。 （三）如对市场注销存在异议，经营主体可向电力交 易机构说明情况，电力交易机构根据核查结果予以驳回或 撤销公示。 （四）对于公示生效后仍存在异议的经营主体，电力 交易机构应继续开展调查核实，对于调查后不满足注册条 件的经营主体，按照前款要求处理。 11 监督管理 第57页,共401页

11.1 监督管理 吉林省能源局、东北能源监管局按职责分工，对经营 主体、电力交易机构开展的电力市场注册工作进行监督管 理。 11.2 配合管理 对未按本规则办理业务的经营主体，电力交易机构应 采取提醒、公告等措施并报吉林省能源局、东北能源监管 局。 11.3 失信管理 对于经营主体存在未按规定办理电力市场注册手续、 提供虚假注册资料等严重情形的，吉林省能源局和东北能 源监管局可依照《电力监管条例》第三十一条、《电力市 场监管办法》第三十六条有关规定处理。对于电力交易机 构存在未按照规定办理电力市场注册等情形的，吉林省能 源局和东北能源监管局可依照《电力监管条例》第三十三 条、《电力市场监管办法》第三十八条有关规定处理。对 售电公司在注册过程中存在其他违规行为的，吉林省能源 局和东北能源监管局可依照《售电公司管理办法》第二十 八、二十九、四十二、四十三条有关规定处理。 经营主体在办理电力市场注册业务过程中存在违法违 规和失信行为的，纳入电力交易信用评价，吉林省能源 局、东北能源监管局可依法依规采取将其纳入失信管理等 第58页,共401页

措施。 第59页,共401页

吉林省电力中长期交易 衔接实施细则 （试行4.1 版） 第60页,共401页

目录 1 总述.......................................................................................................................................................................1 2 名词解释..............................................................................................................................................................1 3 交易模式..............................................................................................................................................................2 3.1 交易品种................................................................................................................................................. 2 3.1.1 省间交易.....................................................................................................................................2 3.1.2 省内电力直接交易..................................................................................................................2 3.1.3 合同转让交易........................................................................................................................... 3 3.1.4 融合交易.....................................................................................................................................3 3.1.5 绿色电力交易........................................................................................................................... 3 3.1.6 电网企业代理购电交易.........................................................................................................3 3.2 交易周期................................................................................................................................................. 4 3.3 交易方式................................................................................................................................................. 4 3.3.1 双边协商交易........................................................................................................................... 4 3.3.2 集中竞价交易........................................................................................................................... 4 3.3.3 挂牌交易.....................................................................................................................................4 3.3.4 滚动撮合交易........................................................................................................................... 5 3.4 交易曲线................................................................................................................................................. 5 3.5 价格约束................................................................................................................................................. 5 4 交易组织..............................................................................................................................................................5 4.1 双边协商交易........................................................................................................................................5 4.2 集中竞价交易........................................................................................................................................6 4.3 挂牌交易................................................................................................................................................. 7 4.4 滚动撮合交易........................................................................................................................................8 5 交易电量约束.................................................................................................................................................... 9 5.1 月度净合约电量约束..........................................................................................................................9 5.2 分时段交易电量约束....................................................................................................................... 12 5.3 可申报交易电量约束....................................................................................................................... 13 5.4 市场占有率约束.................................................................................................................................14 5.5 豁免时长约束..................................................................................................................................... 14 6 新型经营主体参与中长期市场交易流程...............................................................................................14 6.1 独立储能...............................................................................................................................................14 6.2 虚拟电厂...............................................................................................................................................15 7 合同管理........................................................................................................................................................... 16 7.1 合同要素...............................................................................................................................................16 7.2 合同管理...............................................................................................................................................16 8 中长期交易校核............................................................................................................................................. 17 9 附则.....................................................................................................................................................................17 第61页,共401页

总述 为依法维护电力市场经营主体权益，实现中长期与现货 市场的有效衔接，结合吉林省实际情况，依据相关政策法规 制定本细则。 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。 名词解释 （一）电力交易平台：在本细则中特指吉林电力交易平 台。 （二）市场运营机构：包括电力交易机构和电力调度机 构，在本细则中分别指吉林电力交易中心有限公司、国网吉 林省电力有限公司电力调度控制中心。 （三）交易日：除节假日外的周一至周五。 （四）交易曲线：一天24 个时段电量的比例关系曲线。 （五）交易单元：经营主体等在电力交易平台参与交易 的基本单位，分为购方单元和售方单元。同一经营主体，可 以在不同品种的交易中担任购方单元、售方单元的不同角 色。 （六）机制电量：纳入新能源可持续发展价格结算机制 的电量。 （七）用户侧：参与中长期交易的用户侧经营主体包括 第62页,共401页

直接参与批发市场的电力用户（下文简称“批发用户”）、 售电公司、电网企业（代理购电）。 （八）发电侧：发电企业、独立储能、虚拟电厂、并网 型绿电直连项目在电力交易中作为发（放）电单元的统称。 （九）用电侧：用户侧、虚拟电厂（含负荷聚合商，下 同）、独立储能、并网型绿电直连项目在电力交易中作为用 （充）电单元的统称。 （十）售电方：依据交易品种在电力中长期市场中售出 电量的经营主体，发电侧售出电量记为正数，用电侧售出电 量记为负数。 （十一）购电方：依据交易品种在电力中长期市场中购 入电量的经营主体，发电侧购入电量记为负数，用电侧购入 电量记为正数。 交易模式 3.1 交易品种 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、融合交易、绿色电力交易、电网企业 代理购电交易等。 3.1.1 省间交易 省间中长期交易由北京电力交易中心组织，省间交易成 交结果以北京电力交易中心发布的交易合同曲线为准。 3.1.2 省内电力直接交易 第63页,共401页

省内电力直接交易在发电企业（含电源型虚拟电厂）、 售电公司（含负荷型虚拟电厂）、批发用户、并网型绿电直 连项目等之间开展，由吉林电力交易中心组织。 3.1.3 合同转让交易 合同转让交易包括发电侧市场化合约电量转让交易和 用电侧市场化合约电量转让交易。合约电量转让交易不关 联原合约，采用分时段组织方式，可以转让24 时段中任意 一个或多个时段。同一交易单元在同一场交易中不可同时 进行买入或卖出交易。 3.1.4 融合交易 发电企业、售电公司、批发用户、虚拟电厂、独立储能、 并网型绿电直连项目等经营主体之间开展，融合发用两侧直 接交易、合同转让等多种交易品种，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。 融合交易在同一场交易中，市场主体对同一交易标的只 能进行单向买入或卖出。 3.1.5 绿色电力交易 绿色电力交易有关事项按照《北京电力交易中心绿色电 力交易实施细则》，以及国家和吉林省有关规定执行。 3.1.6 电网企业代理购电交易 电网企业应分类预测代理购电居民农业用户、工商业用 户用电量及分时段购电需求，通过参与场内集中交易方式 第64页,共401页

（不含撮合交易）代理购电，形成分时合同。 3.2 交易周期 省间交易根据北京电力交易平台时间安排。省内交易根 据交易标的物执行周期不同，开展包括数年、年度（多月）、 月度、月内（多日）等针对不同交割周期的电能量交易。 3.3 交易方式 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。 3.3.1 双边协商交易 双边协商交易指经营主体间自主协商形成交易结果的 交易方式，由合约双方在规定时间节点前通过交易平台完成 交易申报与确认，采用自定义分时段交易曲线方式。 3.3.2 集中竞价交易 集中竞价交易是指经营主体在交易执行起止时间内， 申报交易电量、交易价格，电力交易机构按照市场规则进 行统一的市场出清。可采用典型交易曲线竞价和分时段竞 价。 3.3.3 挂牌交易 挂牌交易指经营主体等通过电力交易平台，将需求电量 或者可供电量的数量和价格等信息对外发布要约，由符合资 格要求的另一方提出接受该要约的申请，挂牌交易按照摘牌 情况成交。 第65页,共401页

3.3.4 滚动撮合交易 滚动撮合交易是指在规定的交易起止时间内，经营主体 可以随时按时段提交购电或者售电信息，电力交易平台即时 自动撮合匹配成交，由各个时段的交易结果形成经营主体的 中长期合约曲线。 3.4 交易曲线 数年、年度（多月）、月度、月内（多日）等周期形成 的交易结果，须在执行前分解到日内各时段。现阶段，交易 结果按照交易曲线形成方式分解到每小时，最小合约周期大 于一日的交易需按照对应日历天数平均分解到每日。 3.5 价格约束 按价格主管部门规定执行。 交易组织 数年、年度等定期开市的电力中长期交易，交易公告应 在交易申报前至少3 个工作日发布；月度等定期开市的电力 中长期交易，交易公告应在交易申报前至少1 个工作日发 布；连续开市的电力中长期交易不再发布交易公告。 4.1 双边协商交易 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。双边协商交易应包括合约周期、交 易电量、交易价格、曲线分解等要素，交易电量应满足双方 第66页,共401页

交易电量约束，交易价格应满足最小变动价位约束。具体要 求以交易公告为准。 4.2 集中竞价交易 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。具体要求以交 易公告为准。 （一）统一边际出清法 （1）当售电方报价曲线与购电方报价曲线有交叉，交 叉点对应的价格为边际出清价格。报价低于边际出清价格的 售电方申报电量，以及报价高于边际出清价格的购电方申报 电量均成交。处于边际电价的售电方申报电量或购电方申报 电量，等于可成交电量时全额成交；大于可成交电量时，按 照等比例原则成交。 （2）当售电方报价曲线与购电方报价曲线没有交叉， 且购电方报价始终大于售电方报价时，成交电量为购电方与 售电方申报总电量的较小者。边际出清价格为边际购电方报 价与边际售电方报价的平均值。 （3）当售电方报价曲线与购电方报价曲线没有交叉， 且购电方报价始终小于售电方报价时，没有成交电量。 第67页,共401页

考虑与可再生能源消纳责任权重机制衔接，新能源与火 电同台交易出清结束后对于有成交电量的交易，根据统一出 清价格、总体出清电量、新能源和火电总体出清比例，按照 相同的新能源、火电出清电量比例，结合申报价格排序，向 购电方分配新能源和火电出清电量。 （二）高低匹配法 （1）购电方按其分段申报电价从高到低排序，售电方 按其分段申报电价从低到高排序。 （2）按照双方申报价格的排序，计算购电方与售电方 申报电价之间的价差。 （3）双方按照价差从大到小的顺序匹配成交，直至价 差为零。成交价格为电力用户申报电价与发电企业申报电价 的平均价格。 （4）报价相同时，成交电量为购售方电量较小值，另 一方按照等比例原则成交。 4.3 挂牌交易 挂牌交易采用分时段或典型曲线交易方式，按年度、月 度、月内周期开展。由经营主体在交易时间内申报挂牌信息， 内容包括合约周期、交易电量、交易价格和分解曲线等。摘 牌方根据交易平台发布的挂牌信息进行摘牌操作，接受挂牌 信息。当挂牌方申报电量大于等于摘牌方申报电量时，根据 摘牌电量进行出清，当挂牌方申报摘牌电量小于摘牌方申报 第68页,共401页

电量时，按照摘牌方申报电量等比例出清。具体要求以交易 公告为准。 电网企业代理购电参与挂牌交易时，由电网企业以报量 不报价的方式分时段申报电量，具体要求以交易公告为准。 年度代理购电交易价格按年度集中竞价交易相应月份加权 平均价格确定，如相应月份集中竞价交易未成交，按照年度 双边交易相应月份加权平均价格（绿电交易需扣除绿色环境 价值部分）确定。月度、月内代理购电价格按照当月月度集 中竞价交易加权平均价格确定，当月月度集中竞价交易未成 交时按最近一次月度集中竞价交易加权平均价格确定。 4.4 滚动撮合交易 滚动撮合交易按月度、月内（多日）周期开展，经营主 体在规定的交易起止时间内，可以随时提交购电或者售电信 息。电力交易平台依据申报顺序进行滚动撮合，按照对手方 价格优先、时间优先等原则成交，成交价格为配对双方先申 报一方的价格。具体要求以交易公告为准，出清规则为： 根据购电方和售电方申报价格分别排序，购电方按申报 电价由高到低、售电方申报电价由低到高，价格相同时按申 报时间先后排序。排序靠前的售电方与购电方优先配对，当 购电方申报价格大于等于售电方申报价格时即时自动匹配 撮合，成交价格采用匹配双方申报时间较早一方的价格。 在同一开市时间内（同一场交易中），经营主体对同一 第69页,共401页

交易标的只能进行单向买入或卖出。经营主体分交易标的申 报电量和价格，允许多次提交和撤回，但不得恶意进行反 复申报、撤回操作。 日滚动撮合交易按工作日组织，在D-2 日组织交易标的 为D 日至D+2 日每个时段的电量（周一至周三均开展交易 标的为D 日至D+2 日每个时段的电量，周四、周五均开展 交易标的为D 日至D+3 日每个时段的电量），如遇国家法 定节假日，可做出相应调整。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。 交易电量约束 5.1 月度净合约电量约束 月度净合约电量是指单个交易单元标的月合约电量的 代数和，发电侧月度净合约电量=累计卖出标的月合约电量 -累计买入标的月合约电量；用电侧月度净合约电量=累计买 入标的月市场合约电量-累计卖出标的月市场合约电量。各 经营主体月度净合约电量约束如下： （1）燃煤发电企业、光热机组月度净合约电量上限为 标的月月度可用发电电量，月度可用发电电量由电力调度机 构结合燃煤发电企业可用发电能力定期提供。 （2）新能源发电企业（非光热机组）月度净合约电量 上限为扣减机制电量后的标的月月度可用发电电量，即月度 可用发电电量-月度机制电量，或月度可用发电电量×(1- 第70页,共401页

α%)，α%为机制电量比例，月度机制电量由电网企业以电量 或比例形式提供。新能源月度可用发电电量为前一年相应月 份上网电量×调整系数U1；对于投产时间不足1 年或新投 产机组，月度可用发电电量为电源装机容量×月度可用发电 小时数×调整系数U2，月度可用发电小时数由电力调度机 构结合新能源发电情况、系统负荷曲线以及电网约束等折算 得出，并提交电力交易机构。如遇新能源大发等特殊情况， 电力调度机构可根据预测情况对U1、U2 进行合理调整。如新 能源发电企业因调试、检修、改造等特殊原因导致月度净合 约电量上限不足时，可向电力交易机构提出申请，由电力交 易机构结合新能源发电企业历史上网电量、月度可用发电小 时数等因素进行调整。 （3）用户侧月度净合约电量上限为前12 个月中最大月 用电量×调整系数U3。新报装用户月度净合约电量上限根 据其报装容量×24×当月日历天数确定；其他因生产实际情 况确需调整交易上限的，由所在地供电公司严格按照用户新 设备投运计划和实际增产情况开具增量用电需求证明，并提 交至电力交易机构。 （4）售电公司净合约电量上限还需满足资产总额和履 约保函、保险额度限制。售电公司月度净合约量上限 =min{（用户侧月度净合约电量上限），（售电公司资产总 额允许代理电量额度），（保函、保险允许代理电量额度）}。 第71页,共401页

保函、保险允许代理电量额度为履约保函、保险折算代 理交易电量额度-已成交合约电量+已结算合约电量。履约保 函、保险折算代理交易电量额度应考虑电费退补的结算周期 要求，根据“履约保函、保险交易有效额度”，按0.8 分/千瓦 时标准计算。履约保函、保险已生效，且失效日期在交易周 期所涉最后一个标的月份后2 个月以上视为“履约保函、保 险交易有效额度”。 （5）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。 负荷型虚拟电厂月度净合约电量上限参照售电公司执 行。如同一企业（统一社会信用代码相同）均注册虚拟电厂 和售电公司，则两者共用资产总额和履约保函、保险额度。 电源型虚拟电厂月度净合约电量上限参照发电侧执行。 机制电量比例按电源型虚拟电厂包含新能源项目机制电量比 例加权计算得到，月度可用发电小时数根据电源型虚拟电厂 包含的项目月度可用发电小时数加权计算得到。 第72页,共401页

混合型虚拟电厂根据用电、发电情况分别执行，其中用 电合约参照用户侧月度净合约电量上限执行，发电合约参照 发电侧月度净合约电量上限执行。 并网型绿电直连项目根据上网状态、下网状态分别执行。 处于上网状态的并网型绿电直连项目月度净合约电量上限为 月度可用发电电量。月度可用发电电量为前一年相应月份上 网电量×调整系数U1；对于投产时间不足1 年或新投产机组， 月度可用发电电量为电源装机容量×新能源月度可用发电小 时数×上网比例上限L1×调整系数U2。处于下网状态的并网 型绿电直连项目月度净合约电量上限为前12 个月中最大月 用网电量×调整系数U3，新报装并网型绿电直连项目月度净 合约电量上限根据其报装容量×24×当月日历天数×上网 比例上限L2确定。 （6）发电侧、用户侧、独立储能、虚拟电厂、并网型 绿电直连项目月度净合约电量下限均为零。 5.2 分时段交易电量约束 发电侧、用户侧各时段净合约电量下限等于零。发电侧 各时段净合约电量上限为其装机容量，其中新能源、虚拟电 厂（含新能源发电类）上限为其扣减机制电量比例或折算比 例后的装机容量；用户侧各时段净合约电量上限为其实际报 装容量。 其中，光伏项目夜间不具备发电能力，在分时段交易中， 第73页,共401页

本省光伏可交易时段为4:00-20:00。 5.3 可申报交易电量约束 经营主体的可申报电量约束需同时满足月度净合约量 约束、分时段交易电量约束。已申报未出清电量视同已成交 电量纳入可申报电量计算，交易结束后根据交易结果更新。 （一）发电企业、电源型虚拟电厂 发电企业、电源型虚拟电厂可申报售出电量＝月度净合 约电量上限-本交易前持有的月度净合约电量-其他交易申 报卖出的未出清电量；分时段可申报售出电量=该小时净合 约电量上限－该小时已持有的净合约电量。 发电企业、电源型虚拟电厂可申报购入电量＝本交易前 持有的月度净合约电量-其他交易申报买入的未出清电量。 分时段可申报购入电量=该小时已持有的净合约电量。 （二）用户侧、负荷型虚拟电厂 用户侧、负荷型虚拟电厂可申报购入电量＝月度净合约 量上限-本交易前持有的月度净合约量-其他交易申报买入 的未出清电量；分时段可申报购入电量=该小时净合约电量 上限。 用户侧、负荷型虚拟电厂可申报售出电量＝本交易日前 持有的月度净合约电量-其他交易申报卖出的未成交电量。 分时可申报售出电量=该小时已持有的净合约电量。 （三）独立储能、混合型虚拟电厂、并网型绿电直连项 第74页,共401页

目 独立储能、混合型虚拟电厂、并网型绿电直连项目根据 各时点发电、用电属性，参照发电侧、用户侧分别执行。 5.4 市场占有率约束 同一投资主体（含关联企业）所属或实际控制的售电公 司，年度净合同量不超过全省年度批发侧用户净合同总量的 25%。 5.5 豁免时长约束 新投运项目未取得电力业务许可证前不得持有标的时 间在电力业务许可豁免期外的电量。 新型经营主体参与中长期市场交易流程 6.1 独立储能 现阶段，仅允许独立储能参与中长期日融合交易，具体 流程如下： （1）交易申报。独立储能在中长期日融合交易购电时， 按照滚动撮合交易中购电方交易规则执行；独立储能在中长 期日融合交易售电时，按照滚动撮合交易中售电方交易规则 执行。在同一开市时间内（同一场交易中），独立储能对同 一交易标的只能进行单向买入或卖出。 （2）电量校核。电力交易机构D-2 日对独立储能的申 报信息进行电量校核，也可在申报前设置申报限额。独立储 能申报充、放电功率不高于其额定充、放电功率。 第75页,共401页

（3）交易出清与结果发布。形成独立储能参与中长期 最终购售电量曲线及分时价格出清结果并发布。 6.2 虚拟电厂 （一）电源型虚拟电厂 电源型虚拟电厂参照发电企业参与中长期交易的流程 执行。 （二）负荷型虚拟电厂 负荷型虚拟电厂参照售电公司参与中长期交易的流程 执行。 （三）混合型虚拟电厂 现阶段，仅允许混合型虚拟电厂参与中长期日融合交 易，具体流程如下： （1）交易申报。混合型虚拟电厂在中长期日融合交易 购电时，按照滚动撮合交易中购电方交易规则执行；混合型 虚拟电厂在中长期日融合交易售电时，按照滚动撮合交易中 售电方交易规则执行。在同一开市时间内（同一场交易中）， 混合型虚拟电厂对同一交易标的只能进行单向买入或卖出。 （2）电量校核。电力交易机构D-2 日对混合型虚拟电 厂申报信息进行电量校核，也可在申报前设置申报限额。混 合型虚拟电厂申报的单次购电或售电电量不超过其额定容 量对应电量。 （3）交易出清与结果发布。形成混合型虚拟电厂参与 第76页,共401页

中长期最终购售电量曲线及分时价格出清结果并发布。 合同管理 7.1 合同要素 （一）中长期合约周期以小时为基本单位。中长期合约 电量是指合约周期内交易的净合约电量。 （二）中长期合约电量需分解至每日24 小时，形成24 时段电量曲线，每小时合约电量指合约周期内该小时交易的 总电量。对于确需分解至96 时段的，每小时合约电量等比 例分解至15 分钟，形成96 时段电量曲线。 （三）中长期合约曲线分解后，每时段电量为0.001 兆 瓦时整数倍（四舍五入），电价为0.001 元/兆瓦时的整数倍 （四舍五入）。 （四）中长期交易最小申报电量须为0.001 兆瓦时的整 数倍，申报电价精确到0.001 元/兆瓦时。 （五）中长期交易合同签订时需明确中长期结算参考 点。市场初期，现阶段，各类中长期交易结算参考点均为实 时市场发电侧统一结算点。 （六）发用两侧交易曲线以交易典型曲线为准或通过 24 时分时段交易形成。 7.2 合同管理 （一）中长期交易结束后，电力交易机构通过电力交易 平台发布中长期交易正式结果。电力交易机构发布的正式结 第77页,共401页

果（电子交易确认单）视为电子合同。合约要素包括但不限 于交易单元、合约周期、合约曲线、交易价格、合约电量、 结算参考点等，绿色电力交易合同还应明确绿证价格等要 素。中长期市场的成交双方不能为同一交易单元。 （二）经营主体对交易结果有异议的，应当在结果发布 1 个工作日内向电力交易机构提出，由电力交易机构在1 个 工作日内予以解释，逾期未提出异议的，视为无异议。 （三）经营主体达成一条新的中长期合约，应及时在已 有合约基础上进行同日同时段累加或者消减。 中长期交易校核 中长期交易结果不再进行调度安全校核。电力交易机构 进行交易出清校核，主要内容包括交易电力电量限额校核、 交易限价校核等。对确需校核的交易数据，按照等比例原则 削减。 附则 本细则针对吉林省电力现货市场试运行期间，中长期与 现货交易衔接做出规定。其余与中长期市场单独运行期相同 条款，参照吉林省电力中长期交易规则或细则执行。 第78页,共401页

附件一：市场参数表 α% 机制电量比例 U1 新能源月度可用发电电量上限调整系数，取1.2 U2 对于投产时间不足1 年或新投产机组新能源月度可用 发电电量上限调整系数，取1.2 U3 用户侧月度净合约电量上限调整系数，取1.2 U4 独立储能月度净合约电量上限调整系数，取1.2 L1 上网电量占总可用发电量的比例，对2028 年及以前投产 的新增负荷项目取40%，对2028 年之后投产的新增负 荷项目取20%，对存量负荷项目的取20% L2 下网电量占项目总用电量的比例，取70% η充 独立储能充电效率，其中磷酸铁锂电池综合充电效率 95%；全钒液流电池综合充电效率85%；空气压缩储 能综合充电效率75%。 η放 独立储能放电效率，其中磷酸铁锂电池综合放电效率 90%；全钒液流电池综合放电效率80%；空气压缩储 能综合放电效率70%。 第79页,共401页

吉林省现货电能量市场交易 实施细则 （试行4.1 版） 第80页,共401页

目录 1 总述........................................................................................................................................................................ 1 2 适用范围...............................................................................................................................................................1 3 引用文件...............................................................................................................................................................1 4 名词解释...............................................................................................................................................................2 5 市场成员...............................................................................................................................................................5 5.1 市场运营机构......................................................................................................................................... 5 5.2 经营主体...................................................................................................................................................5 5.2.1 发电企业......................................................................................................................................6 5.2.2 市场用户......................................................................................................................................8 5.2.3 新型经营主体.............................................................................................................................8 5.2.3.1 独立储能......................................................................................................................... 8 5.2.3.2 虚拟电厂......................................................................................................................... 9 5.2.3.3 并网型绿电直连项目................................................................................................11 6 市场衔接方式................................................................................................................................................... 11 6.1 中长期市场与现货市场的衔接......................................................................................................11 6.2 调频市场与现货市场的衔接...........................................................................................................12 6.3 省间与省内现货市场的衔接...........................................................................................................14 7 日前市场.............................................................................................................................................................14 7.1 市场参数管理.......................................................................................................................................14 7.1.1 缺省参数....................................................................................................................................14 7.1.2 核定参数....................................................................................................................................15 7.2 日前经营主体运行边界条件...........................................................................................................15 7.2.1 发电机组物理运行参数........................................................................................................15 7.2.2 经营主体调试及试验计划...................................................................................................17 7.2.2.1 新建主体调试..............................................................................................................17 7.2.2.2 在运试验主体..............................................................................................................17 7.2.3 竞价燃煤机组状态.................................................................................................................17 7.2.4 新能源场站短期功率预测...................................................................................................18 7.2.5 光热电站发电曲线.................................................................................................................19 7.2.6 非竞价燃煤机组发电曲线...................................................................................................19 7.2.7 并网型绿电直连项目发、用电曲线................................................................................20 7.2.8 新型经营主体物理运行参数.............................................................................................. 20 7.2.8.1 独立储能物理运行参数...........................................................................................20 7.2.8.2 虚拟电厂物理运行参数...........................................................................................21 7.3 日前电网运行边界条件....................................................................................................................21 7.3.1 日前负荷预测.......................................................................................................................... 22 7.3.1.1 系统负荷预测..............................................................................................................22 7.3.1.2 母线负荷预测..............................................................................................................22 7.3.2 省间联络线预计划.................................................................................................................22 第81页,共401页

7.3.3 备用约束....................................................................................................................................22 7.3.4 输变电设备停电检修计划...................................................................................................23 7.3.5 输变电设备投产与退役计划.............................................................................................. 24 7.3.6 电网安全约束.......................................................................................................................... 24 7.3.6.1 输变电设备与断面极限功率..................................................................................24 7.3.6.2 发电机组（群）必开约束...................................................................................... 25 7.3.6.3 发电机组（群）必停约束...................................................................................... 25 7.3.6.4 经营主体（群）出力上下限约束........................................................................ 26 7.4 事前信息发布.......................................................................................................................................26 7.5 交易申报................................................................................................................................................27 7.5.1 申报要求....................................................................................................................................27 7.5.2 发电企业交易信息.................................................................................................................28 7.5.2.1 竞价燃煤机组交易信息...........................................................................................28 7.5.2.2 新能源场站交易信息................................................................................................30 7.5.3 市场用户交易信息.................................................................................................................31 7.5.4 新型经营主体交易信息........................................................................................................31 7.5.4.1 独立储能交易信息.................................................................................................... 31 7.5.4.2 虚拟电厂交易信息.................................................................................................... 33 7.5.4.3 并网型绿电直连项目交易信息.............................................................................35 7.6 日前市场出清.......................................................................................................................................35 7.6.1 日前市场预出清......................................................................................................................35 7.6.2 日前市场正式出清.................................................................................................................36 7.6.3 特殊机组出清方式.................................................................................................................37 7.6.3.1 特殊机组出清优先级................................................................................................37 7.6.3.2 同报价出清原则.........................................................................................................37 7.6.3.3 必开机组.......................................................................................................................38 7.6.3.4 供热机组.......................................................................................................................38 7.6.3.5 开停机过程状态机组................................................................................................39 7.6.3.6 新型经营主体出清.................................................................................................... 39 7.6.3.7 调试（试验）主体.................................................................................................... 39 7.6.3.8 最小连续开机时间约束机组..................................................................................40 7.6.4 日前市场安全校核.................................................................................................................40 7.6.4.1 电力平衡校核..............................................................................................................40 7.6.4.2 交流安全校核..............................................................................................................41 7.7 日前出清交易结果发布....................................................................................................................41 7.8 日前调度计划调整............................................................................................................................. 42 8 实时市场.............................................................................................................................................................43 8.1 交易申报................................................................................................................................................43 8.2 实时经营主体运行边界条件...........................................................................................................43 8.2.1 经营主体物理运行参数调整.............................................................................................. 43 8.2.2 新能源超短期功率预测........................................................................................................43 8.2.3 并网型绿电直连项目（上网状态）超短期功率预测................................................44 8.2.4 应急新增开机机组.................................................................................................................44 8.3 实时电网运行边界条件....................................................................................................................44 第82页,共401页

8.3.1 超短期负荷预测......................................................................................................................44 8.3.2 运行备用变化.......................................................................................................................... 44 8.3.3 电网安全约束.......................................................................................................................... 45 8.3.4 新型经营主体实时计划........................................................................................................45 8.3.4.1 独立储能实时充放电计划...................................................................................... 45 8.3.4.2 虚拟电厂实时发用电计划...................................................................................... 45 8.3.5 其他机组实时发电计划........................................................................................................46 8.3.6 省间联络线终计划.................................................................................................................46 8.3.7 新能源实时申报电力偏差滚动修正出清.......................................................................46 8.4 实时市场出清.......................................................................................................................................46 8.4.1 实时市场出清机制.................................................................................................................47 8.4.2 实时市场安全校核.................................................................................................................48 8.4.3 非计划停运机组调用原则...................................................................................................48 8.4.4 事中披露....................................................................................................................................48 8.5 实时运行调整.......................................................................................................................................49 8.6 新能源消纳原则..................................................................................................................................51 8.7 非现货市场新能源场站调电原则................................................................................................. 51 8.8 实时出清结果发布............................................................................................................................. 51 9 发电侧成本补偿...............................................................................................................................................52 9.1 启动补偿................................................................................................................................................52 9.2 必开机组补偿.......................................................................................................................................53 9.2.1 现货市场收益.......................................................................................................................... 53 9.2.2 成本计算....................................................................................................................................54 9.2.3 日必开成本补偿......................................................................................................................55 9.3 特殊机组成本补偿............................................................................................................................. 55 9.3.1 现货市场收益.......................................................................................................................... 55 9.3.2 成本计算....................................................................................................................................56 9.3.3 日特殊机组成本补偿............................................................................................................57 10 运行考核与获利回收...................................................................................................................................57 10.1 新能源申报电力偏差考核............................................................................................................. 57 10.1.1 新能源日前申报电力偏差考核....................................................................................... 57 10.1.2 新能源实时申报电力偏差考核....................................................................................... 59 10.1.3 新能源申报电力偏差考核豁免....................................................................................... 60 10.1.4 新能源申报电力偏差考核上限....................................................................................... 60 10.2 执行偏差获利回收........................................................................................................................... 60 10.2.1 执行偏差................................................................................................................................. 60 10.2.2 执行偏差获利........................................................................................................................61 10.2.3 执行偏差回收豁免...............................................................................................................64 11 市场监测.......................................................................................................................................................... 65 11.1 市场监管指标分析........................................................................................................................... 66 11.2 市场力行为识别................................................................................................................................66 11.2.1 持留行为................................................................................................................................. 66 11.2.2 串谋行为................................................................................................................................. 67 11.2.3 操纵行为................................................................................................................................. 68 第83页,共401页

11.3 市场力监测与缓解........................................................................................................................... 68 11.3.1 事前措施................................................................................................................................. 68 11.3.2 事后措施................................................................................................................................. 71 12 市场干预与中止............................................................................................................................................ 71 12.1 市场干预条件.....................................................................................................................................71 12.2 市场干预内容.....................................................................................................................................73 12.3 市场中止与恢复................................................................................................................................74 附件一：市场组织时序表............................................................................................................................... 77 附件二：市场参数表.........................................................................................................................................79 附件三：经营主体缺省参数表......................................................................................................................84 附件四：日前安全约束机组组合数学模型...............................................................................................88 附件六：日前节点电价数学模型...............................................................................................................111 附件七：实时安全约束经济调度数学模型............................................................................................ 121 附件八：实时节点电价数学模型...............................................................................................................127 第84页,共401页

总述 为指导、规范、明确吉林省现货电能量市场（下文简 称“现货市场”）组织工作，促进清洁能源消纳，保障经 营主体合理权益，制定本细则。 适用范围 本细则适用于吉林省现货市场的运营、管理、组织与 实施。 引用文件 （一）《中共中央国务院关于进一步深化电力体制改 革的若干意见》（中发〔2015〕9 号）及其配套文件 （二）《关于深化电力现货市场建设试点工作的意见 的通知》（发改办能源规〔2019〕828 号） （三）《关于进一步做好电力现货市场建设试点工作 的通知》（发改办体改〔2021〕339 号） （四）《关于加快推进电力现货市场建设工作的通 知》（发改办体改〔2022〕129 号） （五）《关于进一步加快电力现货市场建设工作的通 知》（发改办体改〔2023〕813 号） （六）《电力现货市场基本规则（试行）》（发改能 源规〔2023〕1217 号） （七）《电力市场信息披露基本规则》（国能发监管 〔2024〕9 号） 第85页,共401页

（八）国家发展改革委国家能源局关于深化新能源上 网电价市场化改革促进新能源高质量发展的通知（发改价 格〔2025〕136 号） 名词解释 （一）运行日（D）：为实际执行日前市场交易计划 的自然日。 （二）竞价日（D-1）：为运行日的前一日（D-1）。 （三）电力现货市场（下文简称“现货市场”）：通 过现货交易平台在日前及更短时间内集中开展的次日、日 内至实时调度之前电力交易活动的总称。吉林省现货市场 以15 分钟为一个交易出清时段，每个运行日含有96 个交 易出清时段。 （四）日前电能量市场（下文简称“日前市场”）： 运行日提前一天（D-1 日）进行的决定运行日（D 日）机 组组合状态和发电计划的电能量市场。 （五）实时电能量市场（下文简称“实时市场”）： 运行日（D 日）进行的决定运行日（D 日）未来5-15 分钟 最终调度资源分配状态和计划的电能量市场。 （六）系统负荷：国网吉林电力调度控制中心调管范 围内的发受电电力总和。 （七）母线负荷：吉林省内220 千伏变电站的母线下 网负荷，即节点负荷。 第86页,共401页

（八）负荷预测：根据电网运行特性，综合自然条 件、天气预报、来水情况、经济状况与社会事件等因素， 对电力调度机构所辖电网未来特定时刻或时段的负荷需求 进行预测的行为。 （九）运行备用：指在电力系统运行方式安排及实时 调度运行中，为了应对负荷预测误差、设备的意外停运、 机组发电故障、可再生能源功率波动等所预留的可随时调 用的额外有功发电容量。 （十）安全约束机组组合（Security-Constrained Unit Commitment，SCUC）：在满足电力系统安全性约束的条 件下，以社会福利最大化或系统发电成本最小化等为优化 目标，计算编制分时段的机组开停机计划。 （十一）安全约束经济调度（Security-Constrained Economic Dispatch, SCED）：指在满足电力系统安全性约 束的条件下，以社会福利最大化或系统发电成本最小化等 为优化目标，计算编制分时段的经营主体发用（充放）电 计划。 （十二）市场出清：本细则指电力市场根据市场规 则，通过竞争确定经营主体现货市场交易量、价。 （十三）安全校核：对检修计划、发用（充放）电计 划、市场出清结果和电网运行方式等内容，从电力系统运 行安全角度分析的过程。分析方法包括静态安全分析、暂 第87页,共401页

态稳定分析、动态稳定分析、电压稳定分析等。 （十四）必开机组、必停机组（群）：因电网安全约 束、民生供热保障或政府环保等要求，部分发电机组在某 些时段需要并网发电或配合停机。这类机组（群）在市场 出清前进行标记，在该时段内明确设置为运行或停运状态 的机组或机组群。 （十五）节点边际电价（下文简称“节点电价”）： 现货电能量交易中，在满足发电侧和输电安全等约束条件 下，为满足某一电气节点增加单位负荷时导致的系统总电 能供给成本的增量。吉林省节点电价指吉林电网220 千伏 及以上电压等级母线的现货出清电价。 （十六）统一结算点电价：本细则指发电侧节点电价 加权平权值，包括日前统一结算点电价与实时统一结算点 电价。 其中，日前统一结算点电价由所有参与现货市场按照 节点电价结算的发电企业、独立储能、电源型虚拟电厂、 并网型绿电直连项目（上网状态）日前市场节点电价按照 日前出清上网电量（独立储能充电电量按照负值纳入统 计）加权平均计算；实时统一结算点电价由相应发电企 业、独立储能、电源型虚拟电厂、并网型绿电直连项目 （上网状态）实时市场节点电价按照实际上网（计量）电 量加权平均计算（独立储能充电电量按照负值纳入统 第88页,共401页

计）。 （十七）市场监测：对发电企业、新型经营主体生产 及运行情况、电网运行状态、用户用电行为等运行情况， 以及交易组织、交易行为等市场运营情况进行监视的行 为。 市场成员 现货市场成员包括经营主体、电网企业与市场运营机 构。 各市场成员具体权责遵循《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 电力市场计量管理实施细则》等相关条款规定。 5.1 市场运营机构 市场运营机构包括电力交易机构（吉林电力交易中心 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）。 5.2 经营主体 经营主体包括满足准入条件的各类发电企业、电力用 户、售电公司、新型主体等各类经营主体。 参与现货市场交易的各类经营主体应符合国家和吉林 省有关准入要求，满足参与现货市场交易的计量、通信等 技术条件，符合信用管理规定，在电力交易机构注册，遵 守电力市场运营规则，接受政府主管部门及能源监管机构 第89页,共401页

的监督，服从市场管理，接受电力调度机构的统一调度， 履行法律法规规定的权利和义务。 5.2.1 发电企业 （一）燃煤机组 1. 国网吉林电力调度控制中心直调的省内公用燃煤机 组均以机组为单位参与现货市场，其中： 单机20 万千瓦及以上燃煤机组为竞价燃煤机组，通过 “报量报价”的方式全电量参与现货市场竞价；其余10 万 千瓦机组自愿参与竞价的，应具备AGC 功能，保证其正常 运行，不得擅自退出。 单机10 万千瓦以下以及不具备AGC 功能的10 万千瓦 燃煤机组为非竞价燃煤机组，以“报量不报价”的方式参 与现货市场，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. 地方公用燃煤机组为非竞价燃煤机组，以“报量不 报价”的方式参与现货市场，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。 市场具备条件后，全部燃煤机组通过“报量报价”的 方式全电量参与现货市场。 （二）新能源场站 第90页,共401页

新能源场站（风电、太阳能发电）上网电量全部进入 电力市场，上网电价通过市场交易形成。新能源项目全部 上网电量参与日前可靠性机组组合和实时市场，加快实现 自愿参与日前市场。 其中集中式新能源场站（含鲁固配套电源），特许 权、扶贫、乡村振兴、分散式（集中式管理）新能源场站 通过“报量报价”方式全电量参与现货市场。上述场站应 具备独立计量、独立控制、独立预测、独立遥测等功能， 暂未具备上述功能的集中式新能源场站以“不报量不报 价”的方式参与现货市场，作为市场出清的边界条件。 分布式光伏和分散式风电可按自然年选择通过“报量 报价”的方式全电量参与现货市场竞价，或“不报量不报 价”的方式参与现货市场，作为市场出清的边界条件，也 可通过聚合方式参与现货市场，参与现货市场方式与下文 虚拟电厂保持一致。 分布式光伏和分散式风电选择“报量报价”方式参 与现货市场应具备独立计量、独立控制、独立预测、独 立遥测等功能。 市场初期，光热电站以“报量不报价”的方式参与现 货市场，日前申报次日分时发电需求曲线，在现货市场中 优先出清。 （三）生物质及垃圾发电机组按自然年选择是否参与 第91页,共401页

现货市场，若自愿选择参与，生物质及垃圾发电机组以 “报量不报价”方式参与现货市场，日前申报次日分时发 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。 （四）除上述机组类型（下文简称“发电企业”） 外，水电、自备电厂（含自备新能源）等，暂不参与现货 市场。 5.2.2 市场用户 直接参与批发市场的电力用户（下文简称“批发用 户”）、售电公司与电网企业代理工商业初期以“报量不 报价”的方式参与现货市场。 市场具备条件后，将批发用户、售电公司与电网代理 工商业用电需求申报纳入日前市场出清边界条件。 5.2.3 新型经营主体 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（下文简称 “独立储能”）；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。 5.2.3.1 独立储能 第92页,共401页

独立储能是指具备独立分时正反向计量功能，符合相 关标准规范和电力市场运营机构等有关方面要求，以独立 主体身份接受电网统一调度管理并具有法人资格的独立储 能电站或储能装置，能够准确地与电力调度机构交互实时 充放电功率、荷电状态等运行信息。独立储能作为兼具电 源与负荷双重属性的灵活性资源，应以同一节点的独立法 人项目为交易单元直接参与电力批发市场，额定功率应不 低于准入值 th es P ，额定功率充、放电持续响应时间不低于准 入值 th es RT ，相关准入条件根据市场交易情况适时调整。 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。 5.2.3.2 虚拟电厂 虚拟电厂是指运营商通过先进的信息通信技术、数字 化控制技术、智能计量与软硬件集成技术，可通过聚合分 第93页,共401页

布式光伏、分散式风电、储能、电动汽车（充电桩）、蓄 冷蓄热空调、电热水器、高载能工业负荷、居民农业侧可 调节负荷等可调节资源聚合为一个整体，实现资源的聚 合、协调、优化，独立参与市场交易。 虚拟电厂运营商聚合资源应单独注册，根据聚合资源 类型及聚合方式形成交易单元。虚拟电厂交易单元按发用 电特性可分为负荷型虚拟电厂、电源型虚拟电厂以及混合 型虚拟电厂。 （一）负荷型虚拟电厂：具有用电属性，具有下网负 荷的调节资源； （二）电源型虚拟电厂：具有发电属性，具有上网发 电的调节资源； （三）混合型虚拟电厂：发电时，视同电源型虚拟电 厂；用电时，视同负荷型虚拟电厂。 5.2.3.2.1虚拟电厂现货市场准入要求 1. 满足《吉林省电力市场注册管理实施细则V4.1》相 关要求； 2. 具备可调节电力不低于 th vpp P 兆瓦、连续调节时间不 低于 th vpp RT 个小时能力； 3. 建设自有监控平台，具备负荷预测、发用电计划管 理、负荷管理策略执行等功能；参与实时市场优化的虚拟 电厂须具备直控功能，须具备与调度系统实时信息交互功 第94页,共401页

能（信息交互时间为秒级），可跟踪实时市场计划曲线并 实时响应调度指令，调节时间为秒级； 4. 具备电力、电量数据分时计量与传输条件，数据准 确性与可靠性满足要求； 5.2.3.2.2参与方式 负荷型虚拟电厂以申报的D 日用电负荷曲线为基准， 自愿以自然月为周期“报量报价”或“报量不报价”的方 式参与现货市场；电源型虚拟电厂的全部发电能力“报量 报价”参与现货市场。负荷型虚拟电厂的调节能力、电源 型虚拟电厂的发电能力参与市场优化。 5.2.3.3 并网型绿电直连项目 并网型绿电直连项目作为整体接入公共电网，与公共 电网形成清晰的物理界面与责任界面，当并网型绿电直连 项目呈现上网特性时，以“报量报价”的方式在现货市场 中出清；当并网型绿电直连项目呈现下网特性时，初期以 “报量不报价”的方式参与现货市场。 市场具备条件后，将并网型绿电直连项目用电需求申 报纳入日前市场出清边界条件。 市场衔接方式 6.1 中长期市场与现货市场的衔接 跨区跨省优先发电、中长期市场化交易等各类中长期 交易电量应确定合同曲线或曲线形成方式，并约定分时电 第95页,共401页

量、分时价格、结算参考点等关键要素。现货市场运行 时，经营主体的中长期交易合约作为结算依据管理市场风 险，不作为调度执行依据。 现货市场开展前，组织中长期合同调整交易，引导市 场主体对省内中长期合约进行调整，开展省内中长期滚动 撮合交易，详见《吉林省电力中长期交易衔接实施细则 V4.1》。市场运营机构允许经营主体在省内现货市场开展 前对省间中长期合约进行调整，并按照相关政策开展省间 中长期滚动撮合交易。 D-2 日，D 日的跨区跨省优先发电与中长期市场化交 易、省内中长期市场化交易等各类中长期交易电量合约曲 线完成分解，由电力交易机构汇总。其中，中长期合同电 量按照中长期合同约定曲线分解。 6.2 调频市场与现货市场的衔接 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。满足调频市场准 入条件的各类调频辅助服务提供者日前需按要求完成调频 市场申报。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。 D-1日，在日前市场形成的运行日机组开机组合基础 上，计算调频辅助服务市场的预出清结果，确定参与调频 第96页,共401页

辅助服务的发电机组和新型经营主体。D日，电力调度机 构依据实时市场边界条件、日前封存的调频单元申报信 息，在各时段现货市场正式出清前，以15分钟为周期开展 实时调频市场滚动出清，确定中标调频单元及其中标调频 容量。 （一）中标燃煤机组依据日前及实时最大、最小发电 能力或电力调度机构设定的出力上、下限预留中标调频容 量后，确定现货市场的出清出力范围。 （二）独立储能按照中标调频容量、实时荷电状态参 与调频市场，现货市场按零出清充放电功率，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。 （三）电源型虚拟电厂依据最大、最小发电能力或电 力调度机构设定的出力上、下限确定现货市场的出清出力 范围；负荷型虚拟电厂以其申报的D 日负荷用电曲线为基 准全时段参与调频市场，依据最大、最小用电负荷或电力 调度机构设定的用电功率上、下限确定现货市场出清用电 范围。 （四）当前一时段实时现货市场滚动出清结果中T 时 刻全网竞价燃煤机组出清结果与最小发电能力的差值等于 调频中标容量，且新能源未完全消纳时，启动开展新能源 调频出清。 第97页,共401页

（五）并网型绿电直连项目（上网状态）参与调频市 场参照新能源场站参与方式执行。 调频辅助服务市场出清、调用方式详见《吉林省电力 辅助服务（调频）市场实施细则V4.1》。 6.3 省间与省内现货市场的衔接 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。省间现货市 场的交易组织与实施按照《关于国家电网有限公司省间电 力现货交易规则的复函》（发改办体改〔2021〕837 号） 等相关文件执行。东北电力互济交易的组织与实施按照 《东北电力互济交易实施细则（试行）》（东北监能市场 〔2025〕38 号）等相关文件执行。 日前市场 7.1 市场参数管理 7.1.1 缺省参数 缺省参数是指经营主体各类状态下运行相关参数、量 价相关参数的默认值，由经营主体负责申报，现货开市 第98页,共401页

前，经营主体的缺省参数需完备。如需变更，应通过参数 变更管理流程进行更改。经营主体的缺省运行参数申报及 变更需经电力调度机构审核批准后生效，缺省量价参数申 报及变更需经电力交易机构审核批准后生效。 7.1.2 核定参数 核定参数计算标准由电力市场管理委员会提出建议， 经能源监管机构和政府主管部门同意后执行。 （一）燃煤机组启动费用上下限R1； （二）经营主体电能量报价上下限R2； （三）市场出清价格上下限R3； （四）燃煤机组核定成本C0：核定成本价格指基于燃 煤发电机组的发电变动成本核定的成本价格；核定成本用 于市场力监测缓解环节以及发电侧各类考核与补偿费用计 算。 7.2 日前经营主体运行边界条件 7.2.1 发电机组物理运行参数 发电机组用于日前经营主体运行边界条件的缺省物理 运行参数包括： （一）发电机组额定有功功率，单位为兆瓦； （二）综合厂用电率，单位为%。各电压等级的燃煤 机组分别设置供暖期和非供暖期的综合厂用电率；新能源 场站统一采用同类型电源平均综合厂用电率，具体参数按 第99页,共401页

照吉林省近三年该类型电站平均厂用电率确定； （三）冷态启动时间（E1），即竞价燃煤机组处于冷 态情况下（停机时间72 小时及以上）从接到开机通知时刻 或机组检修结束时刻到机组并网所需的时间，单位为小 时； （四）热态启动时间（E2），即竞价燃煤机组处于热 态情况下（停机时间72 小时以内）从接到开机通知时刻或 机组检修结束时刻到机组并网所需的时间，单位为小时； （五）典型开机曲线，即竞价燃煤机组在开机过程 中，从并网至50%装机容量期间的升功率曲线，时间间隔 为15 分钟，持续时间不超过E3小时； （六）典型停机曲线，即竞价燃煤机组在停机过程 中，从50%装机容量至解列期间的降功率曲线，时间间隔 为15 分钟，持续时间不超过E3小时； （七）最小连续开机时间（E4），即竞价燃煤机组开 机后，距离下一次停机至少需要连续运行的时间，单位为 小时；机组在最小连续开机时间内，原则上安排其连续开 机运行，不参与机组组合优化； （八）最小连续停机时间（E5），即竞价燃煤机组停 机后，距离下一次开机至少需要连续停运的时间，单位为 小时；机组在最小连续停机时间内，原则上安排其连续停 运，不参与机组组合优化； 第100页,共401页

（九）电力调度机构所需的其他运行参数。 7.2.2 经营主体调试及试验计划 7.2.2.1 新建主体调试 新建机组在并网调试期间按照调试需求安排发电。燃 煤机组完成满负荷试运行，新能源场站（包含光热电 站）、独立储能、虚拟电厂及并网型绿电直连项目完成电 力调度机构核验的并网调试操作后，按《吉林省电力市场 注册管理实施细则V4.1》第7 章市场注册相关要求参与现 货市场。 7.2.2.2 在运试验主体 D-1 日9:45 前，因经营主体原因的试验机组或独立储 能向电力调度机构报送D 日一段连续试验时段内每15 分钟 的试验出力计划。D-1 日14:00 前，电力调度机构在确保电 力有序供应、电网安全稳定及新能源消纳等基本需要的前 提下返回审核结果。 7.2.3 竞价燃煤机组状态 D-2 日17:30 前，电力调度机构根据机组运行状态、机 组检修计划、试验计划等信息，确定运行日燃煤机组的96 点状态（包括可用、不可用两类）。 处于可用状态的机组，相应的时段内按照交易规则参 与日前现货市场出清；处于不可用状态的机组，相应时段 不参与日前现货市场出清。 第101页,共401页

（一）可用状态：机组处于运行、备用以及调试（试 验）状态时均视为可用状态。在D-1 日处于检修状态且预 计D 日具备并网条件的机组，按照机组检修结束时刻往后 顺延机组申报的冷态、热态启动时间，作为D 日机组最早 可并网时刻。 （二）不可用状态：机组处于检修、故障、缺燃料、 非供暖季不可用等停运状态或受最小连续停机时间约束等 其他情况均视为不可用状态。 D-1 日08:15 前，竞价燃煤机组应与电力调度机构确认 相关信息，逾时未确认则默认采用电力调度机构发布的状 态。若机组预计将于D-1 或D 日某时段提前结束停运，则 可在日前机组状态确认环节将D-1 或D 日预计停运结束时 间下一个时刻点的机组状态置为可用状态，作为96 点启停 约束，相应机组D 日的实际最早可并网时刻为其申报的机 组状态和系统计算的最早可并网时刻两者中的较晚值。 对于电厂确认机组为可用状态但实际未能正常调用以 及确认机组检修计划延期的情况，其影响时间纳入机组非 计划停运考核。 7.2.4 新能源场站短期功率预测 D-1 日08:15 前，新能源场站申报D 日96 点短期功率 预测曲线。当迟报、漏报或不报时，申报数据置为前一个 有效申报日的滚动申报出力曲线。 第102页,共401页

对于同一调度单元下存在多个交易单元的新能源场 站，若按交易单元申报相应新能源场站应优先实现调度端 及场站端数据的分开预测、分别遥测、分别遥控、分开遥 调，以实现分开出清。若同一调度单元下的多个交易单元 不具备分开预测功能但具备以上三种功能的，应以交易单 元申报至交易平台，各交易单元功率预测按照装机容量比 例进行分劈计算。暂无法满足相关条件的场站，并网发电 的同时应在电力交易平台完成注册程序，确定与调度单元 匹配的交易申报单元；并约定分劈原则后申报至电力交易 平台，电力交易平台按照约定分劈比例进行出清结果的计 算；若新能源场站未约定分劈原则，则按照各场站注册的 装机容量进行分劈计算，结算时造成的合约分配、结算偏 差由相应新能源场站自行承担。 7.2.5 光热电站发电曲线 D-1 日9:45 前，光热电站申报D 日96 点发电曲线，在 现货市场中优先出清。迟报、漏报或不报，以缺省的相关 值作为申报信息；若缺省参数未申报，则申报数据置为 0。 7.2.6 非竞价燃煤机组发电曲线 D-1 日09:45 前，非竞价燃煤机组向电力调度机构提交 D 日96 点发电需求曲线，在现货市场中优先出清；迟报、 漏报或不报的机组，申报数据置为缺省申报出力曲线。发 第103页,共401页

电需求曲线应以确保电力安全、供热安全为前提，不得影 响居民供热质量且必须满足东北电网、吉林电网系统安全 稳定运行相关规定。 若申报曲线与机组实际开停机状态不符，需在D-1 日 14:00 前向电力调度机构提交D 日96 点发电需求曲线修改 书面申请，经电力调度机构审核后予以修改。 7.2.7 并网型绿电直连项目发、用电曲线 D-1 日9:45 前，并网型绿电直连项目申报D 日96 点发 电和用电曲线。发电时，相应时段用电曲线申报值为0； 用电时，相应时段发电曲线申报值为0。迟报、漏报或不 报，以缺省的相关值作为申报信息；若缺省参数未申报， 则申报数据置为0。 7.2.8 新型经营主体物理运行参数 7.2.8.1 独立储能物理运行参数 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 时间计算额定容量； （三）充、放电效率，单位为%，即独立储能充放电 第104页,共401页

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。 7.2.8.2 虚拟电厂物理运行参数 虚拟电厂用于经营主体运行边界条件的缺省物理运行 参数包括： （一）缺省聚合资源总容量，单位为兆瓦，即虚拟电 厂所聚合资源的总容量，应与测试值保持一致； （二）缺省最大上调、下调容量，单位为兆瓦，即虚 拟电厂在特定条件下能够临时增加、减小的最大有功功率 输出能力，应与测试值保持一致； （三）缺省上调、下调持续时间，单位为小时，即虚 拟电厂在响应电网调度指令时，能够连续、稳定维持目标 调节容量的最短时长，应与测试值保持一致； （四）缺省上调、下调速率，单位为MW/分钟，即虚 拟电厂单位时间内完成的调节容量，可分为向上调节速率 和向下调节速率，应与测试值保持一致。 7.3 日前电网运行边界条件 D-1 日08:15 前，电力调度机构准备好日前电网运行边 第105页,共401页

界条件。 7.3.1 日前负荷预测 日前负荷预测包括D 日96 点系统负荷预测、96 点的 母线负荷预测。 7.3.1.1 系统负荷预测 系统负荷预测是指预测D 日00:15 开始的每15 分钟的 系统负荷需求，每天共计96 个点。电力调度机构负责开展 D 日的系统负荷预测，预测时需综合考虑但不仅限于以下 因素：历史相似日负荷、工作日类型、气象因素、用户用 电需求、各地区供电企业负荷预测、节假日或社会重大事 件影响、需求响应及有序用电等情况。 7.3.1.2 母线负荷预测 母线负荷预测是指预测D 日00:15 开始的每15 分钟的 220 千伏母线节点负荷需求，每天共计96 个点。省内各供 电企业负责根据综合气象因素、工作日类型、节假日影 响、运行方式变化、需求响应及负荷管理等因素，预测运 行日辖区范围内的母线负荷。 7.3.2 省间联络线预计划 D-2 日17:00 前，上级电力调度机构下发省间联络线预 计划，作为日前省内现货市场组织的边界条件。 7.3.3 备用约束 电力调度机构根据系统运行需要确定电网运行正备 第106页,共401页

用、负备用需求。按电力系统技术导则要求：负荷备用容 量为最大发电负荷的2-5%；事故备用容量为最大发电负荷 的10%左右，但不小于系统一台最大机组或馈入最大容量 直流的单极容量。吉林最大发电负荷约1600 万千瓦，系统 一台最大机组66 万千瓦，按此计算负荷备用容量32-80 万千瓦，事故备用容量66 万千瓦，综合考虑负荷备用容量 和事故备用容量，吉林正备用容量约束可取98-146 万千 瓦。正常情况下，正备用容量约束按事故备用66 万千瓦+ 最大发电负荷×2%，迎峰度夏(冬)及其他保供特殊时期， 适当调整负荷备用系数。结合新能源功率预测水平，电网 负备用容量约束按0~40 万千瓦留取。 统筹考虑电力保供和新能源消纳，不同风电预测出力 情况下按不同置信概率考虑，0%~5% 、5%~10% 、 10%~20%、20%~30%、30~40%、40%以上预测风电同时率， 分别按照95%、90%、85%、80%、75%、70%置信概率确定风 电短期预测纳入日前平衡比例。考虑光伏装机水平、预测 水平及对电力平衡影响情况，光伏短期功率预测纳入日前 平衡比例取0.8。 保供特殊时期，电力调度机构可根据系统安全运行需 要和电力保供要求，调整各类型备用的约束限值，并向经 营主体披露调整情况。 7.3.4 输变电设备停电检修计划 电力调度机构基于月度输变电设备检修计划，结合电 第107页,共401页

网实际运行状态，批复确定运行日的输变电设备检修计 划。 7.3.5 输变电设备投产与退役计划 电力调度机构基于月度输变电设备投产与退役计划， 结合电网实际运行状态，批复确定运行日的输变电设备投 产与退役计划。 7.3.6 电网安全约束 电力调度机构基于所掌握的运行日基础边界条件，确 定调管范围内的电网安全约束，作为现货市场优化出清的 边界条件。电网安全约束包括但不限于输变电设备与断面 极限功率、发电机组（群）必开必停约束、经营主体 （群）出力上下限约束等。 7.3.6.1 输变电设备与断面极限功率 为保障电网安全可靠运行，电力调度机构可根据电网 实际运行需要、天气、保电要求、新能源消纳等情况设置 输变电设备、断面极限功率。 （一）因保供电、保供热、保民生或防范极端自然灾 害，需要提高安全裕度，将输变电设备功率或潮流、断面 潮流控制在指定值以内； （二）因系统安全运行约束或上级调度指令要求，将 输变电设备功率或潮流、断面潮流控制在指定值以内； （三）其他保障电网安全可靠供应，要求将输变电设 第108页,共401页

备功率或潮流、断面潮流控制在指定值以内。 7.3.6.2 发电机组（群）必开约束 出现以下情况时，电力调度机构可设置必开机组 （群），必开机组（群）必开时段视为可用状态： （一）因系统安全约束，必须并网运行的机组，以及 必须维持运行状态的机组； （二）因电压支撑要求，必须并网运行的机组，以及 必须维持运行状态的机组； （三）因保供电、保供热、保民生或政府要求，需要 提高安全裕度而增开或维持开机状态的机组； （四）因电网安全运行需要，经电力调度机构批复同 意进行试验的机组； （五）根据电网安全运行要求需要在运行日某些时段 固定出力曲线的机组； （六）其他保障电网安全可靠供应需要开机运行的机 组。 7.3.6.3 发电机组（群）必停约束 出现以下情况时，电力调度机构可设置必停机组 （群），必停机组（群）必停时段视为不可用状态： （一）因系统安全约束，必须停止运行的机组，以及 必须维持停机状态的机组； （二）因保供电或政府要求，必须停止运行的机组， 第109页,共401页

以及必须维持停机状态的机组； （三）处于计划检修、临时检修、缺煤停机、事故停 机等状态的机组； （四）其他保障电网安全可靠供应需要停机的机组。 7.3.6.4 经营主体（群）出力上下限约束 电力调度机构可设置以下发电企业（群）、独立储 能、虚拟电厂的出力上下限约束范围： （一）因系统安全约束，需要限制出力上下限的经营 主体（群）； （二）因保供电、保供热、保民生或政府要求，需要 提高安全裕度将出力控制在上下限值以内的经营主体 （群）； （三）根据电网安全运行要求或特殊情况新能源消 纳，需要在运行日某些时段限制出力上下限的经营主体 （群）； （四）其他保障电网安全可靠供应需要限制出力上下 限的经营主体（群）。 7.4 事前信息发布 D-1 日08:45 前，市场运营机构发布D 日的边界条件信 息： （一）市场参数信息，包括市场出清模块算法及运行 参数、价格限值、约束松弛惩罚因子（公开信息） 第110页,共401页

（二）电网安全约束条件，包括运行方式安排、关键 输电断面及线路传输限额等（公开信息） （三）必开、必停机组名单（公开信息） （四）开停机不满足最小约束时间机组名单（公开信 息） （五）电网设备信息，包括线路、变电站等输变电设 备投产、退出和检修情况（公开信息） （六）发电机组、独立储能检修计划（公开信息） （七）日前负荷预测（公开信息） （八）省间联络线预计划曲线（公开信息） （九）暂不参与现货市场机组的总发电计划（公开信 息） （十）新能源（分电源类型）总功率预测（公开信 息） 7.5 交易申报 7.5.1 申报要求 D-1 日09:45 前，竞价燃煤机组、新能源场站（包含光 热电站）、独立储能、虚拟电厂、并网型绿电直连项目、 批发用户、售电公司与电网企业代理工商业通过电力交易 平台申报交易信息，电力交易机构汇总后推送至电力调度 机构。若迟报、漏报或不报，未做特别说明时采用缺省参 数的相关值作为申报信息。 第111页,共401页

7.5.2 发电企业交易信息 7.5.2.1 竞价燃煤机组交易信息 竞价燃煤机组应申报的交易信息包括以下内容： （一）启动费用：即发电机组从不同状态启动时所需 要的费用，单位为元/次；包括热态启动费用、冷态启动费 用，代表两者之间的大小关系为：冷态启动费用＞热态启 动费用，申报启动费用不能超过事前规定的启动费用上、 下限范围（R1）。发电机组实际的启动状态根据调度自动 化系统记录的启停机时间信息进行认定。 （二）机组电能量报价：电能量报价为全天一条3-10 段单调非递减的发电量价曲线。每段需申报出力区间起点 （兆瓦）、出力区间终点（兆瓦）以及该区间的能量价格 （元/兆瓦时）。第一段出力区间起点为最小发电能力，最 后一段出力区间终点为最大发电能力。每一个报价段的起 始出力点必须等于上一个报价段的出力终点，两个报价段 衔接点对应的报价值属于上一段报价。每一个报价段的长 度不能小于1 兆瓦，申报价格最小单位为1 元/兆瓦时。 （每个报价段的申报价格级差不小于1 元/兆瓦时）每段报 价的电能量价格均不可超过事前规定的申报价格的上、下 限范围（R2）。燃煤机组电能量价格包含环保电价（含脱 硫、脱硝、除尘以及超低排放电价）。在机组组合计算阶 段，机组最小发电能力以下的容量部分按照首段报价进行 第112页,共401页

填补。 （三）爬坡速率，即机组在D 日能达到的爬坡速率， 单位为兆瓦/分钟，爬坡速率不低于Vk。 （四）运行日最大发电能力，即机组在D 日可达到的 最大发电有功出力，单位为兆瓦；申报值应不大于额定有 功功率。相邻两日最大发电能力差值应满足相应机组爬坡 能力，申报最大发电能力应以确保电力安全、供热安全为 前提，不得影响居民供热质量且必须满足东北电网、吉林 电网系统安全稳定运行相关规定。当机组因跳闸等特殊原 因导致电力安全、供热安全受到影响需要变更最大发电能 力时，须及时向电力调度机构提交书面申请，经电力调度 机构审核批准后，用于日前市场出清。 （五）运行日最小发电能力，即机组在D 日可达到的 最小发电有功出力，单位为兆瓦；申报值应不小于零，不 大于最小技术出力。相邻两日最小发电能力差值应满足相 应机组爬坡能力，申报最小发电能力应以确保电力安全、 供热安全为前提，不得影响居民供热质量且必须满足东北 电网、吉林电网系统安全稳定运行相关规定。当机组因跳 闸等特殊原因导致电力安全、供热安全受到影响需要变更 最小发电能力时，须及时向电力调度机构提交书面申请， 经电力调度机构审核批准后，用于日前市场出清。 （六）电蓄热用电计划，即机组运行日计划投入的电 第113页,共401页

厂电蓄热装置用电计划的机组分解量，单位为兆瓦；申报 值应小于机组运行日最小发电能力并充分考虑厂用电，电 厂各机组申报值之和应不大于电厂电蓄热装置实际最大投 入功率；电厂各机组申报的相邻两个时段电蓄热用电计划 应满足电蓄热装置投入的调节档位需求及相应机组爬坡能 力；各机组申报的相邻两个时段(包含跨天)的最小发电能力 与电蓄热用电计划差值应满足相应机组爬坡能力。 7.5.2.2 新能源场站交易信息 新能源场站应申报的交易信息包括以下内容： （一）新能源场站电能量报价为全天一条单调非递减 的发电量价曲线，最多不超过10 段。每段需申报出力区间 起点（兆瓦）、出力区间终点（兆瓦）以及该区间的能量 价格（元/兆瓦时）。第一段出力区间起点为零，最后一段 出力区间终点为装机容量。每一个报价段的起始出力点必 须等于上一个报价段的出力终点，两个报价段衔接点对应 的报价值属于上一段报价。每一个报价段的长度不能小于 1 兆瓦，申报价格最小单位为1 元/兆瓦时。每段报价的电 能量价格均不可超过事前规定的申报价格的上、下限范围 （R2）。 （二）新能源短期功率预测：新能源场站申报D 日96 点短期功率预测曲线。场站全停期间，相应时段的功率预 测曲线应按零申报。新能源场站集电线、主变等设备检修 第114页,共401页

期间，相应时段的功率预测曲线须剔除相应检修容量后进 行申报。 （三）光热电站应申报D 日96 点发电曲线。 7.5.3 市场用户交易信息 批发用户申报其D 日的分时用电需求曲线，售电公司 申报其代理市场零售用户D 日的分时用电需求曲线，电网 企业申报其代理工商业D 日的分时用电需求曲线。市场初 期，批发用户、售电公司、电网企业代理工商业日前申报 的分时用电需求曲线即为其日前市场电力出清结果。 若迟报、漏报或不报，则按照其D 日所持有的中长期 合约分时电量合计值作为申报信息。 7.5.4 新型经营主体交易信息 7.5.4.1 独立储能交易信息 “报量报价”参与现货市场的独立储能应申报的交易 信息包括以下内容： （一）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。第一段出力区间起点为最大充 电功率（负值），最后一段出力区间终点为最大放电功率 （正值），每一个报价段的起始出力点必须等于上一个报 价段的出力终点，每一个报价段不得横跨充电、放电状 态，两个报价段衔接点对应的报价值属于上一段报价。报 第115页,共401页

价曲线必须随出力增加单调非递减。每段报价段的长度不 能小于报价出力段单段最小区间长度，报价出力段单段最 小区间长度为Max{（最大放电功率－最大充电功率）× 5%，1 兆瓦}，且出力区间不得跨越充电、放电功率。每段 报价的电能量价格均不可超过事前规定的申报价格的上、 下限范围（R2）。 （二）运行日时段末目标荷电状态，单位为%；独立 储能在D 日初始时刻的荷电状态，等于其D-1 日结束时刻 的出清值对应的荷电状态，独立储能在D 日结束时刻的荷 电状态，等于其申报的目标值。若迟报、漏报或不报，则 由现货市场优化确定。 （三）最大、最小充放电功率，单位为兆瓦，即现货 市场优化充放电功率上下限值；若迟报、漏报或不报，最 大、最小充电功率默认分别为零和额定充电功率（以负值 表示），最大、最小放电功率默认分别为额定放电功率 （以正值表示）和零。 “报量不报价”参与现货市场的独立储能应申报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；若迟报、漏报或不报，则默认独 立储能D 日无充放电计划。若迟报、漏报而实际D 日有充 放电需求时，需在D-1 日14:00 前向电力调度机构提交D 日96 点充放电功率曲线修改书面申请，经电力调度机构审 第116页,共401页

核后予以修改。日前充放电曲线在日前、实时现货市场中 优先出清，并严格按照出清结果充放电，执行偏差超出允 许偏差范围的收益部分，纳入执行偏差获利回收费用。 选择参与调频市场的独立储能应申报调频市场相关参 数，详见《吉林省电力辅助服务（调频）市场实施细则 V4.1》。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。 7.5.4.2 虚拟电厂交易信息 “报量报价”参与现货市场的负荷型虚拟电厂应申报 的交易信息包括以下内容： （1）虚拟电厂申报D 日用电负荷曲线，若迟报、漏 报或不报，则默认为虚拟电厂签订的D 日中长期净合约分 解曲线； （2）虚拟电厂需基于申报的D 日用电负荷曲线作为 基准，申报一条不超过10 段的调节能力-价格曲线； （3）虚拟电厂调节能力从最大下调能力申报至最大上 调能力，上调负荷能力记为正值，下调负荷能力记为负 值； （4）每个报价段的出力起点必须等于上一个报价段的 出力终点，每个报价段不得横跨上调、下调状态，两个报 价段衔接点对应的价格属于上一报价段； 第117页,共401页

（5）虚拟电厂报价曲线随上调负荷能力的增加单调非 递增； （6）每个报价段的价格均不可超过申报价格的上、下 限范围（R2）； （7）迟报、漏报均采用缺省申报值作为申报信息； “报量不报价”参与现货市场的负荷型虚拟电厂应申 报D 日用电负荷曲线，单位为兆瓦；若迟报、漏报或不 报，则默认为虚拟电厂签订的D 日中长期净合约分解曲 线。 “报量报价”参与现货市场的电源型虚拟电厂应申报 的交易信息包括以下内容： （1）虚拟电厂申报一条不超10 段的电力-价格曲线； （2）虚拟电厂发电量价曲线第一段出力区间起点为 0，最后一段出力区间终点为聚合资源总容量； （3）虚拟电厂申报功率预测曲线； （4）每个报价段的出力起点必须等于上一个报价段的 出力终点，两个报价段衔接点对应的价格属于上一报价 段； （5）虚拟电厂报价曲线随出力的增加单调非递减； （6）每个报价段的价格均不可超过申报价格的上、下 限范围（R2）； （7）迟报、漏报均采用缺省申报值作为申报信息。 第118页,共401页

7.5.4.3 并网型绿电直连项目交易信息 并网型绿电直连项目（上网状态）应申报的交易信息 包括以下内容： （1）并网型绿电直连项目（上网状态）电能量报价为 全天一条单调非递减的发电量价曲线，最多不超过10 段。 （2）并网型绿电直连项目（上网状态）短期功率预 测：申报D 日96 点短期功率预测曲线。 并网型绿电直连项目（下网状态）应申报的交易信息 为其D 日的分时用电需求曲线。 7.6 日前市场出清 7.6.1 日前市场预出清 D-1 日11:00 前，电力调度机构基于经营主体的交易申 报信息以及次日系统负荷预测曲线、省间联络线预计划等 日前市场边界条件，综合考虑未来三日负荷预测、新能源 功率预测、联络线预计划、机组运行状态等边界条件，按 照电网保供及保新能源消纳需求，确定D 日燃煤机组最 大、最小开机容量约束及最大、最小停机容量约束，采用 安全约束机组组合（SCUC ）、安全约束经济调度 （SCED）程序进行优化计算，开展日前现货市场预出清， 并向经营主体发布预出清结果、省内电力平衡裕度和可再 生能源富余程度，并适时对机组启停计划进行预通知。 D-1 日11:00-11:30，经营主体按照《关于国家电网有限 第119页,共401页

公司省间电力现货交易规则的复函》（发改办体改 〔2021〕837 号）的要求申报省间电力现货交易分时“电 力-价格”曲线。 D-1 日11:45-12:30，国调中心和网调组织省间日前现货 交易集中出清，形成考虑安全约束的省间日前现货交易出 清结果。 D-1 日12:45 前，经营主体按照《东北电力互济交易实 施细则（试行）》（东北监能市场〔2025〕38 号）的要求 申报参加东北电力互济交易的相关信息。 D-1 日13:00-14:00，东北网调组织东北电力日前互济交 易。 7.6.2 日前市场正式出清 D-1 日14:30，省间联络线终计划下发后，电力调度机 构基于预出清机组与电网运行边界条件、省间联络线终计 划、经营主体省间及东北电力互济交易结果等日前市场边 界条件，经安全约束经济调度（SCED）程序计算，形成D 日现货交易结果，包括各节点每15 分钟日前节点电价、每 15 分钟统一结算点电价、机组开停计划、各机组与场站96 点出力曲线、独立储能充放电计划、虚拟电厂发用电计 划、并网型绿电直连项目发用电计划等，出清价格不能超 过上、下限范围（R3）。可变更挂接节点的66kV 新能源场 站及地方燃煤电厂按正常挂接节点进行节点电价的出清计 第120页,共401页

算。 市场预出清阶段的机组组合中新增开机的机组在日前 省内正式出清时原则上优先出清，D 日实际机组开停计划 以省内正式出清交易结果发布为准。 7.6.3 特殊机组出清方式 7.6.3.1 特殊机组出清优先级 特殊机组包括必开机组、必停机组、供热机组、调试 （试验）主体、“报量不报价”参与市场的独立储能、 “报量不报价”参与市场的负荷型虚拟电厂、“报量不报 价”参与市场的非竞价燃煤机组、“报量不报价”参与市 场的光热电站。 不同类型特殊机组在出清过程中的优先级顺序为：固 定出力机组，包括必开机组必开出力、必停机组、供热机 组满足供热要求的出力部分（考虑日前现货市场出清的出 力下限约束）、处于开/停机过程状态机组等＞“报量不报 价”参与市场的非竞价燃煤机组＞“报量不报价”参与市 场的光热电站＞“报量不报价”参与市场的独立储能、负 荷型虚拟电厂、并网型绿电直连项目（下网状态）＞调试 （试验）机组。 7.6.3.2 同报价出清原则 当新能源场站、并网型绿电直连项目（上网状态）与 竞价燃煤机组、独立储能、虚拟电厂报价相同时，新能源 第121页,共401页

场站、并网型绿电直连项目（上网状态）优先出清。当新 能源场站、并网型绿电直连项目（上网状态）报价相同 时，按照该交易时段同报价段有效申报容量等比例出清。 当竞价燃煤机组、独立储能、虚拟电厂之间报价相同时， 按照同报价段有效申报容量等比例出清。 7.6.3.3 必开机组 必开机组在必开时段内的机组状态为开机，不参与优 化；必开最小出力以下优先出清。若电力调度机构未指定 必开机组的必开最小出力，则必开最小出力为该台机组申 报的最小发电能力；若电力调度机构未指定必开机组的必 开时段，则该必开机组运行日96 点全时段为必开时段；必 开最小出力之上的发电能力根据发电机组的日前市场报价 参与优化出清。某交易时段中，若必开机组仅中标必开最 小出力，该时段内该台必开机组不参与市场定价。 7.6.3.4 供热机组 在确保民生供热需求、电网安全稳定、电力平衡、调 峰调频等基本需要的前提下，供热机组申报的最小发电能 力部分优先出清；日前申报电蓄热用电计划的机组，以其 日前申报的机组最小发电能力与电蓄热分时用电计划之差 作为日前现货市场出清的出力下限约束，相应出力段的报 价等于最小发电能力所在报价段的价格。电力调度机构按 照日前联合发电计划（机组机端日前计划叠加电蓄热用电 第122页,共401页

计划）向机组下达机组的日前发电计划。 某交易时段中，若供热机组仅中标最小发电能力或联 合主体中标出力为最小发电能力核减电蓄热用电计划（若 最小发电能力核减电蓄热用电计划小于零，则按零执 行），该时段内该台供热机组不参与市场定价。 7.6.3.5 开停机过程状态机组 处于开机过程中的发电机组，在机组并网后升功率至 额定容量50%期间，发电出力为机组申报的冷态/热态典型 开机曲线，作为出清边界条件不参与市场优化。 处于停机过程中的发电机组，在机组从最小发电能力 降功率至与电网解列期间，发电出力为机组申报的典型停 机曲线，作为出清边界条件不参与市场优化。 7.6.3.6 新型经营主体出清 “报量不报价”参与市场的独立储能、负荷型虚拟电 厂、并网型绿电直连项目（下网状态）在日前现货市场中 优先出清，不参与市场定价。 电力调度机构可依据日前电网安全、供需紧张、新能 源消纳或断面调控困难等需求，依据相应需求关联影响程 度调整独立储能充放电曲线、虚拟电厂发用电计划等作为 日前调度计划，并向各经营主体披露原因。 7.6.3.7 调试（试验）主体 （一）新建调试 第123页,共401页

新建主体在并网调试期间按照调试需求安排发电，作 为现货市场出清的边界条件。 （二）在运试验 因自身原因或电网原因的试验主体在试验时段内，出 力为电力调度机构批复或设定的试验出力计划曲线，在现 货市场中优先出清；非试验时段内，按照报价或相应规则 参与现货市场出清。 7.6.3.8 最小连续开机时间约束机组 发电机组开机运行后，在其最小连续运行时间内，原 则上安排其连续开机运行，按照其日前市场报价参与市场 出清，确定其发电出力；某交易时段中，若最小连续运行 时间内机组仅中标最小发电能力或联合主体中标出力为最 小发电能力核减电蓄热用电计划，该时段内该台机组不参 与市场定价。 7.6.4 日前市场安全校核 7.6.4.1 电力平衡校核 电力平衡校核指分析各时段备用是否满足备用约束， 是否存在电力供应风险或调峰安全风险的情况。包括正备 用校核与负备用校核。 若存在平衡约束无法满足要求的时段，电力调度机构 可以采取调整运行边界、增加机组约束、组织有序用电以 及电力调度机构认为有效的其他手段，并重新出清得到满 第124页,共401页

足安全约束的交易结果。 7.6.4.2 交流安全校核 根据电网模型、检修计划、发用（充放）电计划、省 间联络线计划、系统负荷预测、母线负荷预测、无功电压 等数据开展交流安全校核，包括基态潮流校核和静态安全 分析。基态潮流校核采用交流潮流模型校核基态潮流下线 路或断面传输功率不超过极限值、系统母线电压水平不越 限。静态安全分析基于预想故障集，采用交流潮流模型进 行开断分析，确保预想故障集下设备负载不超过事故后限 流值、系统母线电压不越限。 若存在安全约束无法满足要求的时段，电力调度机构 可以采取调整运行边界、增加机组约束、组织有序用电以 及电力调度机构认为有效的其他手段，并重新出清得到满 足安全约束的交易结果。 7.7 日前出清交易结果发布 （一）当电力现货市场日前出清价格连续超过H1 小 时，并高于二级价格限值P1时，相应时段现货市场日前出 清价格按二级价格限值P1执行。二级价格限值参考长期平 均电价水平确定并经政府主管部门同意。 （二）当电力现货市场全天日前统一结算点加权均价 高于燃煤基准电价的αlim倍时，将市场各时段节点电价等比 例缩小，至全天统一结算点加权均价为αlim 倍燃煤基准电 第125页,共401页

价，开展现货市场结算。相关倍数、参数将视为新能源占 比、保供及供暖等有关情况适时调整。 D-1 日17:30，市场运营机构发布日前市场出清结果。 7.8 日前调度计划调整 日前现货市场原则上基于交易申报前发布的市场边界 条件与日前联络线终计划等信息进行出清。一般情况下， 日前市场正式的经营主体出清结果即为运行日的日前调度 计划。若运行日之前电网边界条件发生重大变化，可能影 响电网安全稳定运行、电力正常有序供应时，电力调度机 构可根据日前市场机组启停排序和电网安全约束，调整运 行日机组组合，并基于经营主体的日前报价，采用日前电 能量市场的出清算法，对运行日的调度计划进行调整或重 新出清市场，以保证电力供应平衡、电网安全运行，同时 向市场成员发布相关信息及具体调整原因，并将调整后的 调度计划下发至各发电企业、新型经营主体。 主要边界条件变化情况包括但不限于： （一）因天气条件、当日实际负荷走势等发生较大变 化需要调整次日的负荷预测； （二）发生机组非计划停运（含出力受限）情况； （三）发电机组检修计划延期或调整； （四）联络线因电网故障、清洁能源消纳等原因出现 计划外调整； 第126页,共401页

（五）新能源出力较预测发生较大变化； （六）电网输变电设备出现故障、临时检修或计划检 修； （七）政府临时下达的保电或环保要求等。 实时市场 8.1 交易申报 经营主体沿用日前申报交易信息，不再重新申报。市 场用户无需申报。 8.2 实时经营主体运行边界条件 日前现货交易所形成的机组组合、日内超短期系统负 荷与母线负荷预测、日内省间现货交易结果，原则上作为 实时省内现货市场出清的边界条件。 8.2.1 经营主体物理运行参数调整 当发电机组、新型经营主体的运行参数与日前相比发 生变化时，须及时向所属电力调度机构进行报送，经电力 调度机构审核批准后，用于实时市场出清。 8.2.2 新能源超短期功率预测 新能源场站基于最新的运行和气象数据，通过调度运 行技术支持系统上报实时运行时刻开始的未来15 分钟至4 小时的超短期出力预测曲线，用于实时市场滚动出清，新 能源场站全电量参与实时现货市场竞价。当迟报、漏报或 不报时，申报数据置为最近一个有效申报时段的超短期出 第127页,共401页

力预测结果值。 8.2.3 并网型绿电直连项目（上网状态）超短期功率预 测 并网型绿电直连项目（上网状态）基于最新的运行和 气象数据，通过调度运行技术支持系统上报实时运行时刻 开始的未来15 分钟至4 小时的超短期出力预测曲线，用于 实时市场滚动出清，并网型绿电直连项目（上网状态）参 与实时现货市场竞价。当迟报、漏报或不报时，申报数据 置为最近一个有效申报时段的超短期出力预测结果值。 8.2.4 应急新增开机机组 应急新增开机机组指在日前市场中未被列入机组开机 组合，在日前特殊情况调整环节或实时运行调整环节，由 电力调度机构安排新增开机的机组。实时市场中，应急新 增开机机组作为必开机组，根据其必开出力、电能量报价 参与实时市场出清。 8.3 实时电网运行边界条件 8.3.1 超短期负荷预测 超短期系统负荷预测是指预测实时运行时刻开始的未 来2 小时系统负荷需求。超短期母线负荷预测是指预测实 时运行时刻开始的未来2 小时220 千伏及以上电压等级母 线节点负荷需求。 8.3.2 运行备用变化 第128页,共401页

实时运行应满足每日运行备用要求，日内调频市场组 织后或发生变化，需以更新后的运行备用要求作为边界条 件开展实时市场出清。 8.3.3 电网安全约束 实时市场的电网安全约束条件与日前市场的电网安全 约束条件一致（本细则“7.3.6 节”）。如果电网安全约束 条件发生变化，经电力调度机构评估影响系统安全运行 时，可对电网安全约束条件进行更新后用于实时市场出 清。 8.3.4 新型经营主体实时计划 8.3.4.1 独立储能实时充放电计划 独立储能日内原则上应执行日前充放电计划曲线，在 实时现货市场中优先出清，不参与市场定价，具备条件时 参与实时现货市场；参与调频市场的独立储能实时跟踪调 频指令。 电力调度机构可依据滚动出清过程中的电网安全、供 需紧张、新能源消纳或断面调控困难等需求的关联影响程 度调整独立储能的日内充放电计划，滚动在实时市场信息 披露过程中向经营主体发布。 8.3.4.2 虚拟电厂实时发用电计划 具备直控功能的虚拟电厂全时段参与实时现货市场出 清；不具备直控功能的虚拟电厂依据日前市场出清结果的 第129页,共401页

发用电计划曲线，在实时现货市场中优先出清，不参与市 场定价。 电力调度机构可依据滚动出清过程中的电网安全、供 需紧张、新能源消纳或断面调控困难等需求的关联影响程 度调整虚拟电厂的实时发用电计划，滚动在实时市场信息 披露过程中向经营主体发布。 8.3.5 其他机组实时发电计划 非竞价燃煤机组实时发电计划，原则上与日前发电计 划保持一致，作为实时现货市场边界条件。 暂不参与现货市场的机组，由电力调度机构制定实时 计划出力曲线，作为实时市场边界条件。 8.3.6 省间联络线终计划 T-30 分钟前，获取上级电力调度机构下发的省间联络 线终计划，作为实时市场出清的边界条件。 8.3.7 新能源实时申报电力偏差滚动修正出清 新能源实时申报电力偏差会对电力平衡产生较大影 响。为保证电网运行实时平衡、出清结果更加贴近电网实 际运行情况，在考虑竞价燃煤机组爬坡能力以及调频机组 可调整裕度的前提下，根据未限电新能源场站实时申报电 力偏差总量修正下个滚动周期的实时出清曲线，据此开展 实时市场出清计算。 8.4 实时市场出清 第130页,共401页

8.4.1 实时市场出清机制 实时市场整点时刻前，电力调度机构滚动出清未来1 小时的调频市场。T-120 分钟前，电力调度机构根据最新的 经营主体运行边界条件、电网运行边界条件及调频市场滚 动出清结果，经安全约束经济调度（SCED）程序进行计 算，形成未来2 小时的实时市场交易结果。 T-30 分钟前，电力调度机构正式出清T-15 分钟的调频 市场，同时根据最新的经营主体运行边界条件、电网运行 边界条件及调频市场正式出清结果，经安全约束经济调度 （SCED）程序进行计算，形成T 时刻实时市场交易结果， 包括各发电机组与场站实时发电计划、独立储能实时充放 电计划、虚拟电厂、并网型绿电直连项目实时发用电计 划、实时节点电价、实时统一结算点电价参考值等信息。 出清价格不能超过上、下限范围（R3）。特殊机组出清方 式原则上与日前一致。 实时统一结算点电价参考值与日前统一结算点电价计 算原则一致，仅作为实时市场滚动出清披露信息，实时统 一结算点电价作为正式结算依据于日清分预账单发布时披 露。 日前申报电蓄热用电计划的机组，实时市场出清时以 其日内申报并生效的机组最小发电能力核减电蓄热用电计 划作为实时现货市场出清的出力下限约束。联合主体应严 第131页,共401页

格执行实时联合发电计划，供热机组电蓄热投入时段电蓄 热装置实际用电量按照各机组电蓄热用电计划比例分配至 各机组，执行偏差部分按本细则“10.2 节”计算执行偏差 获利回收。AGC 系统严格按照实时联合发电计划叠加电蓄 热实时出力的还原结果向机组下达机组的实时发电调度指 令，电厂依据各机组的实时发电调电指令与电蓄热实际投 用情况安排机组运行。 实时市场出清方式原则上与日前市场一致。电力调度 机构依据实时市场交易结果、调频市场出清结果与电网调 频需求开展调频机组调用，详见《吉林省电力辅助服务 （调频）市场实施细则V4.1》相关规定。 8.4.2 实时市场安全校核 实时市场安全校核与本细则“7.6.4 节”一致。 8.4.3 非计划停运机组调用原则 因自身原因造成非计划停运的机组，原则上可以在已 有正式出清开机计划时段内向电力调度机构申请恢复并 网，在无正式出清开机计划时段内，需保持停机状态。因 电网约束、供热、供汽必开等特殊机组，在异常处置结束 并经电力调度机构审核同意后，可申请并网。 8.4.4 事中披露 市场运营机构适时滚动披露实时市场边界条件、日内 省间联络线终计划；实时市场出清后适时滚动发布实时市 第132页,共401页

场节点、实时统一结算点电价参考值、机组状态及各类发 电总出力、新型经营主体出清计划。 8.5 实时运行调整 电网实时运行应按照系统运行有关规定，保留合理的 调频、调压、备用容量以及各输变电断面潮流波动空间， 满足电网风险防控措施要求，保障系统安全稳定运行和电 力电量平衡。 （一）当电网处于保供电时期，为保证电网安全和保 供电区域的供电可靠性，根据保供电等级要求，可采取调 整电网旋备、调整断面限额、设置临时断面等措施；当处 于冰灾、雪灾、山火、洪水、地震等恶劣极端自然灾害时 期，为了保障受灾地区的人民生活和重要用户用电，根据 灾害影响的范围和程度，可采取开机、停机、调整断面限 额，设置临时断面、临时安排输变设备停运、临时中止输 变电检修恢复送电等措施。 （二）当发生以下电力系统事故或紧急情况之一时， 电力调度机构可按照“安全第一”的原则处理。 1. 电力系统发生事故可能影响电网安全时； 2. 系统频率或电压超过规定范围时； 3. 系统调频容量、备用容量和无功容量无法满足电力 系统安全运行的要求时； 4. 输变电设备过载或超出稳定限额时； 第133页,共401页

5. 继电保护及安全自动装置故障，需要改变系统运行 方式时； 6. 气候、水情发生极端变化可能对电网安全造成影响 时； 7. 电力设备缺陷影响电网安全时； 8. 电力调度机构为保证电网安全运行认为需要进行调 整的其他情形。 （三）电力调度机构可以采取的紧急处理措施包括且 不限于以下措施： 1. 改变经营主体发用（充放）电计划； 2. 令发电机组、独立储能投入或者退出运行； 3. 调整电网运行方式，包括调整设备检修计划和停复 役计划； 4. 采取负荷控制措施； 5. 调整断面限额，设置临时断面； 6. 电力调度机构认为有效的其他手段。 （四）实时运行调整处置结束后，受影响的经营主体 以当前的出力点为基准，恢复参与实时市场出清计算，电 力调度机构应记录事件经过、计划调整情况等，市场运营 机构按照相关规定通过电力交易平台发布相关信息。 （五）实时运行过程中，经营主体出现违反系统安全 和相关规程规定或明确不具备并网运行技术条件情况时， 第134页,共401页

电力调度机构应对相应行为及时记录并按相关规定进行处 罚，严重情况可建议能源监管机构、政府能源主管部门对 相应经营主体实施强制退出调度运行，由此造成的偏差由 相关经营主体自行承担。 8.6 新能源消纳原则 参与现货市场的新能源场站、并网型绿电直连项目 （上网状态），当出清边际价格大于全网最低报价时，若 其申报价格大于或等于边际价格，所产生的弃电为报价弃 电；当出清边际价格等于全网最低报价时，若其申报价格 大于边际价格，所产生的弃电为报价弃电；若其申报价格 等于边际价格，所产生的弃电为调峰弃电。 8.7 非现货市场新能源场站调电原则 AGC 功能不具备投入条件参与现货市场的新能源场 站，当发生调峰原因、断面原因弃电时优先弃电，最低弃 电至样板机。 AGC 功能已投入但暂未参与现货市场的新能源场站， 当发生调峰原因弃电时，按参与现货市场的新能源场站平 均负荷率发电；当发生断面原因弃电时，按断面内参与现 货市场的新能源场站平均负荷率发电。 8.8 实时出清结果发布 （一）当电力现货市场实时出清价格连续超过H1 小 时，并高于二级价格限值P1时，相应时段现货市场实时出 第135页,共401页

清价格按二级价格限值P1执行。二级价格限值参考长期平 均电价水平确定并经政府主管部门同意。 （二）当电力现货市场全天实时统一结算点加权均价 高于燃煤基准电价的αlim倍时，将市场各时段节点电价等比 例缩小，至全天统一结算点加权均价为αlim 倍燃煤基准电 价，开展现货市场结算。相关倍数、参数将视为新能源占 比、保供及供暖等有关情况适时调整。 D+1 日17:30，市场运营机构发布D 日各时段实时市场 出清正式结果。 （一）新能源（分类型）总实时出力（公开信息） （二）新型经营主体总实时出力（公开信息） （三）实时运行信息，包括每个时段的实际负荷、实 时频率、系统备用信息，重要通道实际输电情况、实际运 行输电断面约束、联络线潮流，输变电设备检修计划执行 情况、发电机组检修计划执行情况、非市场机组实际出力 曲线等（公开信息） （四）输电断面约束及阻塞情况（公开信息） 发电侧成本补偿 9.1 启动补偿 日前市场设定或优化启机的竞价燃煤机组、日内应急 新增开机的竞价燃煤机组，在运行日内，从停机状态变为 开机状态并网运行，计为一次启动，计算相应的启动费 第136页,共401页

用。 补偿原则为： （一）启动费用根据其在日前市场申报的启动费用进 行计算；当停机时间＜72 小时，启动补偿为发电机组在日 前市场中申报的热态启动费用；当停机时间≥72 小时，启 动补偿为发电机组在日前市场中申报的冷态启动费用。 其中，日前市场运营机构披露的日前必开机组以及日 内应急新增开机机组的启动补偿按照政府主管部门核定的 冷、热态启动成本进行计算。 （二）对于非停机组，下次启动的费用不进行启动补 偿。 9.2 必开机组补偿 若因系统安全约束的必开机组在现货市场中的收益不 能弥补发电机组生产运行所产生的成本费用，对其进行必 开成本补偿。必开机组成本补偿范围包括因电网安全原因 日前、日内临时新增开机的竞价燃煤机组，不包括供热必 开机组。必开机组成本补偿费用以自然日为周期进行计 算，计算步骤如下： 9.2.1 现货市场收益 必开机组i 在必开时段t 的现货市场收益计算公式如 下： 第137页,共401页

  i i t i t i t R h d P LMP          必开收益, , 日内必开, , 实时, , 式中： id 为竞价燃煤机组i的综合厂用电率； i t P日内必开, , 为必开机组i 运行日必开时段t 的实际出力； i t LMP实时, , 为必开机组i 所在节点实时市场必开时段t 的 节点电价。 9.2.2 成本计算 （一）核定成本 必开机组i 在t 时段的核定成本计算公式如下：   i i t i t i M h d P C      必开核定成本, , 日内必开, , 核定成本, 式中： i t M必开核定成本, , 为必开机组i在必开t时段的核定成本； i C核定成本, 为必开机组i的核定度电成本。 （二）报价成本 必开机组i 在必开时段t 的报价成本计算公式如下：     d i t P i i i t i t M h d C P P     日内必开, , , 必开报价成本, , 式中： i t M必开报价成本, , 为必开机组i在必开t时段的报价成本；   i i t C P, 为机组i 的电能量报价曲线。 （三）必开电量运行成本 第138页,共401页

必开机组i 在必开时段t 的运行成本计算公式如下：   i t i t i t M Min M M  必开运行成本, , 必开核定成本, , 必开报价成本, , , 9.2.3 日必开成本补偿 必开机组i 运行日必开成本补偿费用计算公式如下：   i t D i D i t i t t R Max M R            必开时段, 必开补偿, , 必开运行成本, , 必开收益, , , 式中： i D必开时段, 为必开机组i的日内必开时段集合。 9.3 特殊机组成本补偿 实时市场运行阶段，因保障电网安全等原因人工调 整竞价燃煤机组出力偏离实时市场出清结果时，相应时 段对该机组进行补偿。特殊机组成本补偿费用以自然日 为周期进行计算，计算步骤如下： 9.3.1 现货市场收益 竞价燃煤机组i 在干预时段t 的现货市场收益计算公式 如下：     i i t i t i t i t R h d P P LMP           特殊补偿, , 日内实际, , 日内出清, , 实时, , 式中： id 为竞价燃煤机组i的综合厂用电率； i t P日内实际, , 为竞价燃煤机组i 运行日干预时段t 的实际出 力； 第139页,共401页

i t P日内出清, , 为竞价燃煤机组i 运行日干预时段t 的出清出 力； i t LMP实时, , 为竞价燃煤机组i 所在节点实时市场干预时 段t 的节点电价。 9.3.2 成本计算 （四）核定成本 竞价燃煤机组i 在t 时段的核定成本计算公式如下：    i i t i t i t i M h d P P C       特殊核定成本, , 日内实际, , 日内出清, , 核定成本, 式中： i t M特殊核定成本, , 为竞价燃煤机组i运行日干预时段t的核定 成本； i C核定成本, 为竞价燃煤机组i的核定度电成本。 （五）报价成本 竞价燃煤机组i 在向上干预时段t 的报价成本计算公式 如下：     , i t i t P i i i t i t P M h d C P dP     日内实际, , 日内出清, , 特殊报价成本, , 竞价燃煤机组i 在向下干预时段t 的报价成本计算公 式如下：     , i t i t P i i i t i t P M h d C P dP     日内出清, , 日内实际, , 特殊报价成本, , 式中： 第140页,共401页

i t M特殊报价成本, , 为竞价燃煤机组i在干预t时段的报价成 本；   , i i t C P 为特殊机组i的电能量报价曲线。 （六）竞价燃煤机组电量运行成本 竞价燃煤机组i 在调度干预时段t 的运行成本计算公式 如下：   i t i t i t M Min M M  特殊机组运行成本, , 特殊核定成本, , 特殊报价成本, , , 9.3.3 日特殊机组成本补偿 竞价燃煤机组i 运行日干预成本补偿费用计算公式如 下：   i t D i D i t i t t R Max M R            干预时段, 特殊补偿, , 特殊机组运行成本, , 特殊补偿, , , 式中： i D干预时段, 为竞价燃煤机组i的日内干预时段集合。 10 运行考核与获利回收 10.1 新能源申报电力偏差考核 10.1.1 新能源日前申报电力偏差考核 风电场、光伏电站D-1 日向电力调度机构申报D 日24 小时电力，步长为15 分钟。新能源日前申报电力按照误差 带方式纳入考核，误差带以外的偏差电量为考核电量。 风电场、光伏电站日前申报电力（0-24 小时）误差带 以外平均偏差电量按日计算。 第141页,共401页

1. 新能源日前申报电力的单侧误差带宽 100% i n i n i n i n P P P P    可用, , 日前申报, , 单侧带宽, , 日前申报, , 式中： i n P日前申报, , 为新能源场站i 在n 点的新能源日前申报电力; i n P可用, , 为新能源场站i 在n 点的可用发电功率，不限电 时刻等于实发功率； n 为日申报点数，n=1,2,3……96。 2.误差带以外偏差电量 如果 i n P单侧带宽, , ≤F1（G1），则不进行新能源日前申报 电力偏差考核，即 i Q偏差电量, =0；如果 i n P单侧带宽, , > F1（G1）， 则进行新能源日前申报电力偏差考核，计算公式如下：   i n i i n Q P F P dt      可用, , 偏差电量（风电）, 日前申报电力, ,   i n i i n Q P G P dt      可用, , 偏差电量（光伏）, 日前申报电力, , 式中： F1为风电场日前申报电力单侧误差带宽允许值，G1为 光伏电站日前申报电力单侧误差带宽允许值。其中， “±”的“+”表示正偏差，即可用发电功率超出申报电 力的上带宽，“-”表示负偏差，即可用发电功率超出申报 电力的下带宽。误差带以外的偏差电量为考核电量，带宽 允许值根据新能源预测技术的提高而逐步调整。 3.日前申报电力偏差考核费用 i i R Q C   前申报电力偏差考核, 偏差电量, 日 式中： C 为新能源日前申报电力偏差考核价格，单位 第142页,共401页

为元/兆瓦时。 10.1.2 新能源实时申报电力偏差考核 并网风电场、光伏电站实时申报未来4 小时发电功率 曲线，步长为15 分钟，按月度考核。 1.实时申报电力单点误差 i n i n i n i n P P P P   可用, , 实时申报电力, , 实时申报电力误差, , 实时申报电力, , 式中： i n P可用, , 为新能源场站i 在n 点的可用发电功率，不限电 时刻等于实发功率。 2.评价周期内准确率 100% K i K i n n A P K            , 实时申报电力误差, , 式中：K 为评价周期内的总申报点数。 如果 i n P实时申报电力误差, , ≥1，则取 i n P实时申报电力误差, , =1 3.实时申报电力偏差考核费用 风电场的实时申报电力月度准确率不应低于M1。   i k i i R M A Cap C      , 风电场实时申报电力偏差考核, 光伏电站的实时申报电力月度准确率不应低于M2。   i k i i R M A Cap C      , 光伏电站实时申报电力偏差考核, 式中： i Cap 为新能源场站i 的运行装机容量； C 为新能源实时申报电力偏差考核价格，单位为元/ 第143页,共401页

兆瓦。 10.1.3 新能源申报电力偏差考核豁免 1.当申报电力、可用功率和实发功率都小于装机容量 的10%。 2.台风、洪水、地震等自然灾害不可抗力。 3.风电场、光伏电站并网90 日内。 4.经调度机构同意的功率预测系统计划检修。 5.其他非风电场、光伏电站自身原因。 10.1.4 新能源申报电力偏差考核上限 单个新能源场站申报电力偏差考核费用（含日前申报 电力偏差费用、实时申报电力偏差费用）之和上限不超过 0.1 万元/兆瓦装机。 10.2 执行偏差获利回收 10.2.1 执行偏差 发电企业、独立储能、虚拟电厂、并网型绿电直连项 目（上网状态）i 在实时市场t 时段的实时发电出力、用电 功率执行偏差 i t , 按如下公式计算： i t i t i t i t P P P    实际, , 指令, , , 指令, , 式中： i t P实际, , 为实时市场t时段发电企业、独立储能、虚拟电 厂、并网型绿电直连项目（上网状态）i的发（放）电或用 第144页,共401页

（充）电功率实测值（含电蓄热用电功率实测值）； i t P指令, , 为实时市场t时段电力调度机构向发电企业、独 立储能、虚拟电厂、并网型绿电直连项目（上网状态）i下 达的出力指令/计划（含电蓄热出力指令）。 当发电企业、独立储能、虚拟电厂、并网型绿电直连 项目（上网状态）i 在t 时段的实时发电/用电功率执行偏 差 i t , 超过实时中标出力发电/用电功率的允许偏差率 （M3）时，对应时段认定为执行偏差时段。 10.2.2 执行偏差获利 （一）燃煤机组    =Max i t i t i t i i t R Q Q LMP C M         实测, , 实时, , 实时, , 成本, 执行偏差, , , 其中：   , , i t i t i t P P Q h     实时, 实时, 实时, , , , 1 i t i t i i t i P P C Min C C                实时, 实时, 成本, , 核定成本, , 式中： i t Q实测, , 为实时市场t 时段竞价燃煤机组i的实时测量出 力发电量，其中配套电蓄热装置的发电机组为联合主体实 测电量； i t Q实时, , 为实时市场t时段竞价燃煤机组i的实时出清电 量，其中配套电蓄热装置的发电机组为联合主体实时出清 第145页,共401页

电量； M 为发电企业执行偏差获利回收系数； ,i t P实时, 为实时市场t时段竞价燃煤机组i出清出力（含电 蓄热实时出清出力）；   i i t C P, 为机组i的电能量报价曲线。 （二）新能源场站 因报价原因在实时市场出清后未完全消纳同时以现货 市场出清结果作为实时发电计划的新能源场站i 在t 时段的 执行偏差获利回收费用计算公式如下：   4 0 i t i t i t i t R Max Q Q LMP M         实测, , 实时, , 新能源执行偏差, , 实时, , , 式中： i t Q实测, , 为实时市场t 时段新能源场站i的实时测量出力 发电量； i t Q实时, , 为实时市场t时段新能源场站i的实时出清电 量； M 为发电企业执行偏差获利回收系数。 （三）独立储能 独立储能i 在实时市场t 时段的实时充放电计划执行偏 差回收费用计算公式如下：   5 0 i t i t i t i t R Max Q Q LMP M         实测, , 实时, , 储能执行偏差, , 实时, , , 第146页,共401页

式中： i t Q实测, , 为实时市场t 时段独立储能i的实时测量出力放 电量，为正值； i t Q实时, , 为实时市场t 时段独立储能i 的实时出清充 （放）电量，其中充电量为负值，放电量为正值； M 为独立储能执行偏差回收系数。 （四）虚拟电厂 电源型虚拟电厂i 在参与实时现货市场优化的时段t 的 实时发电计划执行偏差获利计算公式如下：   6 0 i t i t i t t R Max Q Q LMP M         实测, , 实时, , 发电执行偏差, , 省内实时, , 式中： i t Q实测, , 为实时市场t 时段电源型虚拟电厂i的实时测量 发电量； i t Q实时, , 为实时市场t 时段电源型虚拟电厂i的实时出清 发电量。 M 为电源型虚拟电厂执行偏差回收系数。 （五）并网型绿电直连项目（上网状态） 因报价原因在实时市场出清后未完全消纳同时以现货 市场出清结果作为实时发电计划的并网型绿电直连项目 （上网状态）i 在t 时段的执行偏差获利回收费用计算公式 如下： 第147页,共401页

  7 0 i t i t i t i t R Max Q Q LMP M         实测, , 实时, , 并网型绿电直连项目（上网状态）执行偏差, , 实时, , , 式中： i t Q实测, , 为实时市场t 时段并网型绿电直连项目（上网 状态）i的实时测量出力发电量； i t Q实时, , 为实时市场t时段并网型绿电直连项目（上网状 态）i的实时出清电量； M 为并网型绿电直连项目（上网状态）执行偏差获利 回收系数。 发电企业、独立储能、虚拟电厂、并网型绿电直连项 目（上网状态）i在执行偏差时段集合 t D执行偏差, 的执行偏差 超额获利计算公式如下： t t D t i t t R R     执行偏差, 执行偏差, 执行偏差, , 10.2.3 执行偏差回收豁免 发电企业、独立储能、虚拟电厂、并网型绿电直连项 目（上网状态）有如下情况之一时，相应的时段不进行执 行偏差获利回收： 竞价燃煤机组： （一）机组启机过程及停机过程，不含非停机组在已 有出清计划时段的启、停机过程，不超过E6小时； （二）调频市场实际调用； 第148页,共401页

（三）实时调度干预机组出力导致的偏差； （四）其他经电力调度机构判定可豁免的情况。 新能源场站： （一）调频市场实际调用； （二）实时调度干预出力导致的偏差； （三）其他经电力调度机构判定可豁免的情况。 独立储能： （一）调频市场实际调用； （二）实际运行时电力调度机构临时调整充放电计划 导致的偏差； （三）其他经电力调度机构判定可豁免的情况。 虚拟电厂： （一）调频市场实际调用； （二）实际运行时电力调度机构临时调整发用计划导 致的偏差； （三）不具备执行调度指令的非直控型虚拟电厂； （四）其他经电力调度机构判定可豁免的情况。 并网型绿电直连项目（上网状态）： （一）调频市场实际调用； （二）实时调度干预出力导致的偏差； （三）其他经电力调度机构判定可豁免的情况。 11 市场监测 第149页,共401页

11.1 市场监管指标分析 经吉林省能源局、国家能源局东北监管局（下文简称 “东北能源监管局”）同意后，市场监管机构可启用省级 电力市场监管类指标体系对吉林省电力市场整体、市场成 员进行评估，评估结果用于市场力行为识别与处置、市场 力缓解以及电力市场各项参数制定，相关标准按照国家与 吉林省有关规定执行。 11.2 市场力行为识别 行使市场力行为指经营主体违反公平竞争原则，损害 市场公共利益、扰乱市场秩序等行为，主要包括持留行 为、串谋行为和操纵行为等。市场运营机构应对相关行为 进行识别，并将情况报告吉林省能源局、东北能源监管 局。 11.2.1 持留行为 持留行为指经营主体通过物理持留和经济持留等不正 当手段，影响市场成交结果，扰乱市场秩序的行为。物理 持留指经营主体故意限制自身发电能力，从而减少市场有 效供应、提高市场价格；经济持留指经营主体对部分机组 故意进行不经济的报价，从而抬高同一控制关系的经营主 体整体收益。 在市场监测中发现以下情形的，电力市场运营机构启 动持留行为识别： 第150页,共401页

（一）机组设备非计划停运、故障或运行受限的； （二）无故申请机组设备检修或延长检修期限的; （三）无故降低机组出力的； （四）突然改变报价习惯或报价方式，或以远高于市 场同类型机组边际成本进行市场申报的； （五）系统边际条件发生变化导致机组在区域内拥有 市场力且行使市场力的； （六）控制报价、在现货市场不成交，通过价差合约 在中长期市场套利的； （七）其他涉嫌持留行为的情形。 11.2.2 串谋行为 市场串谋行为指两个或两个以上不具有实际控制关系 （非同一集团）的经营主体通过串通报价等方式协调其相 互竞争关系，从而使共同利润最大化的行为。 在市场监测中发现以下情形的，电力市场运营机构启 动串谋行为识别： （一）不具有实际控制关系的经营主体集中申报的； （二）不具有实际控制关系的经营主体拥有的信息化 交易平台存在数据交互的； （三）不具有实际控制关系的经营主体频繁出现关联 性申报行为的； （四）经营主体使用与其不具有实际控制关系的其他 第151页,共401页

经营主体的交易账号、密码或密钥等进行交易申报的； （五）其他涉嫌市场串谋行为的情形。 11.2.3 操纵行为 在市场监测中发现以下情形的，电力市场运营机构启 动操纵行为识别： （一）频繁改变设备运行参数； （二）机组实际运行关键参数与事前注册信息存在较 大偏差的； （三）发布或散布信息、虚假申报价格恶意引导市场 价格走向，干扰市场正常运行的； （四）炒作可再生能源电力价格，以谋求在绿证交易 和碳排放交易中牟取暴利的； （五）其他涉嫌市场操纵行为的情形。 11.3 市场力监测与缓解 为避免具有市场力的发电机组操纵市场价格，根据市 场运行需要和技术条件，可采取包括但不限于下述事前和 事后措施中的一项或多项进行市场力监测与缓解。 11.3.1 事前措施 事前措施是指在日前现货市场正式出清结果发布前， 开展的市场力监测机制，监测内容包括但不限于发电机组 超成本报价、横向异常报价、市场或局部出清价格、市场 竞价容量，监测方法包括但不限于管制容量价格缓解、三 第152页,共401页

寡头测试。 当日前市场发电机组节点电价按照出清折算上网电量 加权后的平均电价，高于管制容量监管基准价格时，触发 管制容量价格缓解条件： （一）计算日前现货市场出清加权均价 以发电企业日前现货中标出力计算市场出清加权均 价，具体计算公式如下： I i t i t i t I i t i t Q p p Q    , 日前出清, , 出清 日前出清, , 式中： i t Q日前出清, , 表示日前市场t 时段发电企业i 的上网电量； i t P, 表示发电企业i 日前市场出清对应的t 时段的节点 电价。 （二）计算管制容量监管基准价格 管制容量监管基准价格为：   E E i i d p C     式中： i C 为燃煤机组平均度电燃料成本； E d 为日前市场日平均供需比的市场合理报价收益率， 日平均供需比d 根据各时段供需比的平均值进行计算。市 场合理报价收益率 E d 随市场日平均供需比d 的变化与电网 第153页,共401页

供需形势有关。 E d 和d 取值可根据吉林电力市场实际运行 情况予以调整。 当日前现货市场出清加权均价高于管制容量监管基准 价格时，触发管制容量价格缓解。 （三）计算剩余供给率RSI 计算发电集团i 在96 个时段下的RSI 指数，计算公式 如下： N i t i t i i t t S S RSI D    , , , 式中： N 为市场中发电集团的个数； i t S , 为第i 个发电集团在t 时段下的可用发电容量； t D 表示t 时段下的市场总需求。 其中，可用发电容量综合考虑火电与新能源发电能 力。 （四）发电集团受管制容量计算 通过剩余供给指数（RSI）认定具有市场力的发电集 团，按照各发电集团RSI 最小值计算发电集团受管制容 量。 N C i t i t i t t i S S S D RSI             , , , 式中： 第154页,共401页

C i t S , 为RSI 最小值对应时段的受管制容量； i t S , 为RSI 最小值对应时段的发电集团可用发电容量； t D 为RSI 最小值对应时段的市场需求； RSI 为RSI 参考值，   01,2,3..., RSI k k n     ， （五）管制容量价格缓解 将发电集团的所有发电机组按照机组报价从高到低排 序，使用市场合理成本报价对机组报价高于基准价格的报 价段进行替换，直至满足管制容量需求。基于替换后的机 组报价，重新进行日前市场出清。当重新出清后的日前现 货市场出清加权均价仍高于管制容量监管基准价格时，逐 步增加 RSI 重新计算发电集团受管制容量，继续开展报价 段替换并进行日前市场出清。 市场初期，管制容量价格缓解机制视全天统一结算点 加权均价限价执行情况适时启动。 11.3.2 事后措施 事后措施是指在日前、实时现货市场正式出清结果发 布后开展的市场力监测机制，监测内容包括但不限于出清 价格、异常收益，监测方法包括但不限于应用二级限价、 选取近一段时期现货市场平均价格进行结算、历史价格影 响测试。 12 市场干预与中止 12.1 市场干预条件 第155页,共401页

市场干预分为政府干预和市场运营机构干预。 现货市场运行过程中发生下列情形之一的，吉林省能 源局、东北能源监管局做出市场干预决定，包括临时中止 市场运行、中止部分或全部规则的执行、价格管制等措 施，并委托市场运营机构实施市场干预： （一）电力供应严重不足时； （二）电力市场未按照规则运行和管理时； （三）电力市场运营规则不适应电力市场交易需要， 必须进行重大修改时； （四）电力市场交易发生恶意串通操纵市场的行为， 并严重影响交易结果时； （五）市场价格达到市场运行公告或其他规定的价格 限值且触发管控条件时； （六）其他认为需要进行市场干预的情形。 现货市场运行过程中发生如下情况时，市场运营机构 应按照安全第一的原则采取取消市场出清结果、实时发用 （充放）电计划管理等措施对市场进行干预，并及时向吉 林省能源局、东北能源监管局报告。 （一）电力系统发生故障导致网络拓扑发生重大变 化，或当电网整体、局部发生稳定破坏、电网被迫发生主 备调切换等异常，引起电力供应短缺或严重危及电网安全 时； 第156页,共401页

（二）发生台风、地震等极端自然灾害、电源或电网 故障突发事件，可能严重影响电力供应或系统安全时； （三）电力市场技术支持系统（含调度运行技术支持 系统、自动化系统、数据通信系统等）发生重大故障，导 致现货市场交易无法正常组织时； （四）其他影响电网运行安全及市场正常组织的重大 突发情况。 12.2 市场干预内容 市场运营机构须按要求记录干预的原因、措施，分析 存在的问题，形成方案建议，向吉林省能源局、东北能源 监管局备案。 市场运营机构应公布市场干预情况原始日志，包括干 预时间、干预人员、干预操作、干预原因，涉及《电力安 全事故应急处置和调查处理条例》（中华人民共和国国务 院令第599 号）规定电力安全事故等级的事故处理情形除 外。 若电力现货市场需要定期应用市场力监测及缓解或应 用二级限价等价格管制的方式干预市场时，经吉林省能源 局、东北能源监管局同意后，市场运营机构可同步根据市 场运行情况更新、调整计算方法，并同步建立与结算联动 的机制。 第157页,共401页

当电力市场技术支持平台运行异常导致发布的市场出 清结果出现差错时，需重新按照原有边界条件重新进行出 清计算，得到校正之后的出清结果，并及时向市场成员发 布。若重新计算校正结果后，出清结果尚未执行，则按校 正之后的结果执行。若重新计算校正结果后，出清结果已 经执行，但市场未正式结算，则按校正之后的结果结算。 若重新计算校正结果后，市场已经正式结算，则按照结算 追退补的相关原则进行电费追退补。 12.3 市场中止与恢复 当触发市场干预条件，且市场中止之外的措施不足以 将市场恢复到正常运行状态，由吉林省能源局、东北能源 监管局做出市场中止决定，并委托市场运营机构实施。市 场运营机构应立即发布市场中止声明。突发情况时，市场 运营机构可按规定进行市场干预，并做好相关记录，事后 由吉林省能源局、东北能源监管局做出是否中止市场的决 定并发布。 当市场中止时，采用如下处理措施： （一）日前电能量市场中止时，电力调度机构在当前 机组开机组合的基础上，以保障电力有序供应、保障电网 安全运行为原则，综合考虑运行日经营主体运行边界条件 和电网运行边界条件，编制下达运行日的日前调度计划。 以运行日实际执行的结果以及实时电能量市场价格作为运 第158页,共401页

行日的日前电能量市场出清结果。 （二）实时电能量市场中止时，相应时段内不开展实 时电能量市场出清，电力调度机构在当前机组开机组合的 基础上，以保障电力有序供应、保障电网安全运行为原 则，基于最新的经营主体运行边界条件和电网运行边界条 件，对经营主体的实时发用（充放）电计划进行调整。市 场中止恢复后，依据实时市场历史边界条件及数据重新出 清形成实时电能量市场价格。若实时市场历史边界条件及 数据无法恢复且日前电能量市场正常运行，以日前电能量 市场中相同时段的价格作为实时电能量市场价格。 （三）若日前和实时电能量市场均运行异常时，相应 时段内不开展日前和实时电能量市场出清，电力调度机构 在当前机组开机组合的基础上，以保障电力有序供应、保 障电网安全运行为原则，综合考虑运行日经营主体运行边 界条件和电网运行边界条件，编制下达运行日的日前调度 计划。运行日电力调度机构在当前机组开机组合的基础 上，以保障电力有序供应、保障电网安全运行为原则，基 于最新的经营主体运行边界条件和电网运行边界条件，对 经营主体的实时发用（充放）电计划进行调整。在相应的 时段内，以运行日实际执行的结果以及最近30 天所有现货 运行日各结算时段统一结算点电价的算术平均值作为运行 日的日前和实时电能量市场出清结果。 第159页,共401页

当异常情况解除、电力市场重启具备条件后，经吉林 省能源局、东北能源监管局同意，市场运营机构按程序恢 复市场正常运行。市场恢复通知应按要求提前向经营主体 发布。 第160页,共401页

附件一：市场组织时序表 工作环节 工作内容 具体内容及时间安排 中长期曲线分解 D-2 日，D 日的跨区跨省优先发电与中长期市场化交易、省内中长期市场化交易等各类 中长期交易电量合约曲线完成分解，由电力交易机构汇总。 交易组织与执行 事前 D-2 日17:00 前，上级电力调度机构下发省间联络线预计划，作为日前省内现货市场组 织的边界条件； D-2 日17:30 前，电力调度机构根据机组运行状态、机组检修计划、试验计划等信息， 确定运行日燃煤机组的96 点状态； 日前市场 D-1 日08:15 前，电力调度机构准备好日前电网运行边界条件。 D-1 日08:15 前，竞价燃煤机组应与电力调度机构确认机组可用状态信息，逾时未确认 则默认采用电力调度机构发布的状态。 D-1 日08:15 前，新能源场站申报D 日96 点短期功率预测曲线。 D-1 日08:30 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。 D-1 日08:45 前，市场运营机构发布D 日的边界条件信息。 D-1 日09:45 前，非竞价燃煤机组向电力调度机构提交D 日96 点发电需求曲线，在现 货市场中优先出清；迟报、漏报或不报的机组，申报数据置为缺省申报出力曲线。 D-1 日09:45 前，并网型绿电直连项目申报D 日96 点发电（用电）曲线 D-1 日09:45 前，光热电站申报D 日96 点发电曲线 D-1 日09:45 前，竞价燃煤机组、新能源场站、光热电站、独立储能、虚拟电 厂、并网型绿电直连项目、批发用户、售电公司、电网企业代理工商业通过电 力交易平台申报交易信息，电力交易机构汇总后推送至电力调度机构。若迟 报、漏报或不报，未做特别说明时采用缺省参数的相关值作为申报信息。 D-1 日11:00 前，电力调度机构基于经营主体的交易申报信息以及次日系统负荷预测曲 线、省间联络线预计划等日前市场边界条件，综合考虑未来三日负荷预测、新能源功 率预测、联络线预计划、机组运行状态等边界条件，按照电网保供及保新能源消纳需 求，确定D 日燃煤机组最大、最小开机容量约束及最大、最小停机容量约束，采用安 第161页,共401页

工作环节 工作内容 具体内容及时间安排 全约束机组组合（SCUC）、安全约束经济调度（SCED）程序进行优化计算，开展日 前现货市场预出清，并向经营主体发布预出清结果、省内电力平衡裕度和可再生能源 富余程度，并适时对机组启停计划进行预通知。 D-1 日11:00-11:30，经营主体按照《关于国家电网有限公司省间电力现货交易规则的 复函》（发改办体改〔2021〕837 号）的要求申报省间电力现货交易分时“电力-价 格”曲线。 D-1 日11:45-12:30，国调中心和网调组织省间日前现货交易集中出清，形成考虑安全 约束的省间日前现货交易出清结果。 D-1 日12:45 前，经营主体按照《东北电力互济交易实施细则（试行）》（东北监能市 场〔2025〕38 号）的要求申报参加东北电力互济交易的相关信息。 D-1 日13:00-14:00，东北网调组织东北电力日前互济交易。 D-1 日14:30，省间联络线终计划下发后，电力调度机构基于预出清机组与电网运行边 界条件、省间联络线终计划、经营主体省间及东北电力互济交易结果等日前市场边界 条件，经安全约束经济调度（SCED）程序计算，形成D 日现货交易结果，包括各节点 每15 分钟日前节点电价、每15 分钟统一结算点电价、机组开停计划、各机组与场站 96 点出力曲线、独立储能充放电计划、虚拟电厂发用电计划、并网型绿电直连项目发 用电计划等。 D-1 日17:30，市场运营机构发布日前市场出清结果。 实时市场 D 日T-90 分钟前，电力调度机构根据最新电网运行情况，组织并完成日内省间现货交 易申报。 D 日T-45 分钟前，电力调度机构根据最新电网运行情况，组织并完成日内东北电力互 济交易申报。 D 日T-30 分钟前，日内省间现货市场与日内东北电力互济交易出清结果下发，并形成 联络线终计划。 D 日T-30 分钟，电力调度机构进行实时省内现货市场出清计算，形成T 至T+120 分钟 的节点电价及各机组/场站的实时发电计划。 D+1 日，市场运营机构通过吉林电力交易平台向市场主体发布D 日各时段实时市场出 清正式结果。 第162页,共401页

附件二：市场参数表 序 号 参数 参数定义 暂定数值 E1 燃煤机组冷态启动时间 上限，单位：小时 24 小时 E2 燃煤机组热态启动时间 上限，单位：小时 12 小时 E3 燃煤机组开机或停机曲 线持续时间上限，单 位：小时 3 小时 E4 最小连续开机时间 24-72 小时 E5 最小连续停机时间 6-36 小时 E6 竞价燃煤机组启停执行 偏差豁免时段，单位： 小时 4 小时 th es P 独立储能额定功率准入 值，单位：兆瓦 5 兆瓦 th es RT 独立储能额定功率充放 电持续响应时间准入 值，单位：小时 2 小时 th vpp P 虚拟电厂基础调节容量 准入值，单位：兆瓦 10 兆瓦 th vpp RT 虚拟电厂基础调节容量 持续响应时间准入值， 单位：小时 1 小时 R1 燃煤机组启动费用上下 限范围，单位：万元/次 冷态启动: 机组装机 600 兆瓦级机组上下 第163页,共401页

限为0-71 万元/次, 300 兆瓦级0-47 万元 /次, 小于300 兆瓦级 0-36 万元/次; 必开 机组启动补偿600 兆 瓦级机组69 万元/ 次, 300 兆瓦级40 万 元/次, 小于300 兆瓦 级27 万元/次 热态启动: 机组装机 600 兆瓦级机组上下 限为0-46 万元/次, 300 兆瓦级0-35 万元 /次, 小于300 兆瓦级 0-29 万元/次; 必开 机组启动补偿600 兆 瓦级机组37 万元/ 次, 300 兆瓦级24 万 元/次, 小于300 兆瓦 级18 万元/次 R2 电能量报价上下限范 围，单位：元/千瓦时 0-1200 元/兆瓦时 R3 日前/实时市场出清价格 上下限范围， 单位：元/千瓦时 0-1500 元/兆瓦时 Vk 爬坡速率下限 直吹式机组：额定 容量*1%/min 中储式机组：额定 容量*2%/min 第164页,共401页

H1 二级价格限制触发时 段，单位：小时 48 小时 P1 二级价格限值， 单位：元/千瓦时 2 倍燃煤基准价： 746.2 元/兆瓦时 αlim 全天统一结算点加权均 价限制倍数 1.2 C0 燃煤机组核定成本，单 位：元/千瓦时 600 兆瓦级: 度电燃 料成本301.0 元/ 兆 瓦时 300 兆瓦级: 度电燃 料成本316.4 元/ 兆 瓦时 200 兆瓦级: 度电燃 料成本347.4 元/ 兆 瓦时 100 万兆瓦级及以下: 度电燃料成本387.7 元/兆瓦时 燃煤机组平均度电 燃料成本：320.4 元/ 兆瓦时 C1 新能源日前申报电力偏 差考核价格 2 元/兆瓦时 C2 新能源实时申报电力偏 差考核价格 8 元/兆瓦时 F1 风电场日前申报电力曲 线误差带 25% G1 光伏电站日前申报电力 曲线误差带 20% 第165页,共401页

M1 风电场实时申报电力月 度准确率允许值 80% M2 光伏电站实时申报电力 月度准确率允许值 85% M3 执行偏差允许偏差率 燃煤机组: 3% 新能源场站: 10% 独立储能: 5% 虚拟电厂: 15% 并网型绿电直连 项目：10% M4 发电侧执行偏差获利回 收系数 燃煤机组: 100% 新能源场站: 100% M5 独立储能执行偏差获利 回收系数 100% M6 虚拟电厂执行偏差获利 回收系数 100% M7 并网型绿电直连项目 （上网状态）执行偏差 获利回收系数 100% E d  市场合理报价收益率 （按日平均供需比核 定） 当市场供需比 1.1 d  时， E d 取1.5；当市 场供需比 1.1 1.15 d  ＜ 时， E d  取0.75；当市场供需 比1.15 1.5 d  ＜ 时， E d 取0.3；当市场供 需比 1.5 d＞ ， E d 取 0.2 第166页,共401页

α 日前市场发电集团剩余 供给指数基准值 λ 日前市场发电集团剩余 供给指数递增系数 0.1 第167页,共401页

附件三：经营主体缺省参数表 发电企业应申报的缺省参数包括： （一）竞价燃煤机组缺省运行相关参数： （1）额定有功功率 （2）典型开机曲线 （3）典型停机曲线 （4）综合厂用电率 （5）最大发电能力 （6）最小发电能力 （7）爬坡速率 （8）冷态启动时间 （9）热态启动时间 （10）最小连续开机时间 （11）最小连续停机时间 （12）最小技术出力：由政府主管部门或监管机构核 定，核定前暂按机组额定容量的50%执行 （二）竞价燃煤机组缺省量价相关参数： （1）机组冷/热态启动费用 （2）电能量报价 （3）调频报价 （4）标准调频容量 第168页,共401页

（三）非竞价燃煤机组缺省运行相关参数： （1）最大发电能力 （2）最小发电能力 （四）非竞价燃煤机组缺省量价相关参数： （1）非竞价燃煤机组缺省出力曲线 （五）新能源场站运行相关参数： （1）装机容量 （2）短期功率预测曲线 （3）超短期功率预测曲线 （六）新能源场站量价参数： （1）电能量报价 （2）调频报价 （3）标准调频容量 （七）光热电站运行相关参数： （1）厂用电率 新型经营主体应申报的缺省参数包括： （一）独立储能运行相关参数： （1）额定功率 （2）额定功率充、放电持续响应时间 （3）充放电效率 （4）日充放电转换次数 （5）厂用电率 第169页,共401页

（二）独立储能量价相关参数： （1）电能量报价 （2）调频报价 （3）标准调频容量 （三）电源型虚拟电厂运行相关参数： （1）聚合资源总容量 （2）最大上调、下调容量 （3）上调、下调持续时间 （4）上调、下调速率 （5）爬坡率 （四）负荷型虚拟电厂运行相关参数： （1）聚合资源总容量 （2）最大上调、下调容量 （3）上调、下调持续时间 （4）上调、下调速率 （5）用电负荷曲线 （五）电源型虚拟电厂量价相关参数： （1）电能量报价 （2）调频报价 （3）电源型虚拟电厂调频类资源标准调频容量等缺省 参数 （六）负荷型虚拟电厂量价相关参数： 第170页,共401页

（1）调节能力-价格曲线 （2）调频报价 （3）负荷型虚拟电厂调频类资源标准调频容量等缺省 参数 （七）并网型绿电直连项目（上网状态）运行相关参 数 （1）发电容量 （2）短期功率预测曲线 （3）超短期功率预测曲线 （八）并网型绿电直连项目（上网状态）量价相关参 数 （1）电能量报价 （2）调频报价 （3）标准调频容量 第171页,共401页

附件四：日前安全约束机组组合数学模型 日前市场出清SCUC 的目标函数如下所示： ( ) ( ) ( ) ( ) N T NL T U i t i t i t l l l i t l t NS T ES T s s s es t es t s t es t VPP T GGDC T vpp t vpp t ggdc t ggdc t vpp t ggdc t Min C P C M SL SL M SL SL C P C P C P                                                              , , , , , 优化 优化 , , , , 其中： N 表示发电企业的总数，包括非市场化发电机组、燃 煤机组与新能源场站，不包括独立储能、虚拟电厂； T 表示所考虑的总时段数，其中D 日每15 分钟一个时 段，考虑96 个时段；D+1 日考虑负荷高峰、低谷2 个时 段，故T 为98； i t P, 表示发电企业i 在时段t 的出力； ( ) i t i t C P , , 、 U i t C , 分别为发电企业i 在时段t 的运行费用、 启动费用，其中运行费用 ( ) i t i t C P , , 是与发电企业申报的各段 出力区间和对应能量价格有关的多段线性函数；启动费用 U i t C , 是与发电企业停机时间有关的函数，以表示机组在不同 状态（冷态/热态）下的启动费用； l M 、 s M 分别为线路、断面潮流约束松弛罚因子； 第172页,共401页

l SL、 l SL分别为线路l 的正、反向潮流松弛变量；NL 为线路总数； s SL、 s SL分别为断面s 的正、反向潮流松弛变量；NS 为断面总数； ES 表示储能交易单元总数， ( ) es t es t C P , , 表示储能的运行 费用，是与储能申报的各段出力区间和对应能量价格有关 的多段线性函数； VPP 表示虚拟电厂的总数， ( ) vpp t vpp t C P , , 是虚拟电厂的 运行费用，是与虚拟电厂申报的各段出力区间和对应能量 价格有关的多段线性函数； GGDC 表示并网型绿电直连项目的总数， ( ) ggdc t ggdc t C P , , 是并网型绿电直连项目的运行费用，是与并网型绿电直连 项目申报的各段出力（用电）区间和对应能量价格有关的 多段线性函数。 发电企业出力表达式：   NM MIN MAX i t i t m i m i t m i m m P P P P P      , , , , , , , 其中，NM 为发电企业报价总段数， i t m P, , 为机组i 在时 段t 第m 个出力区间中的中标电力， MAX i m P, 、 MIN i m P, 分别为发 电企业i 申报的第m 个出力区间上、下界。 发电企业运行费用表达式： 第173页,共401页

( ) NM i t i t i m i t m m C P C P   , , , , , 其中， i m C , 为发电企业i 申报的第m 个出力区间对应的 能量价格。 独立储能出力表达式：     c ( ) c ( ) ( ) ( ) NC ch ch h MIN ch h MAX es t es t m es m es t m es m m ND dis dis dis MIN ch dis MAX es t es t m es m es t m es m m P P P P P P P P P P               , , , , , , , , , , , , , , 其中，NC、ND 表示独立储能充放电报价总段数， ch es t m P , , 、 dis es t m P , , 表示独立储能es 在时段t 第m 个出力区间中的 充放中标电力， c ( ) h MAX es m P , 、 c ( ) h MIN es m P , 、 ( ) dis MAX es m P , 、 ( ) dis MIN es m P , 分别 表示独立储能es 申报的第m 个充放电出力区间上、下界； 独立储能运行费用表达式： ( ) NC ND ch ch dis dis es t es t es m es t m es m es t m m m C P C P C P       , , , , , , , , 其中， ch es m C , 、 dis es m C , 表示独立储能es 申报的第m 个充 放电出力区间对应的能量价格。 虚拟电厂出力表达式：     ( ) ( ) ( ) ( ) NE el el el MIN el el MAX vpp t vpp t m vpp t vpp t m vpp t m NG ge ge ge MIN ge ge MAX vpp t vpp t m vpp t vpp t m vpp t m P P P P P P P P P P               , , , , , , , , , , , , , , 第174页,共401页

其中，NE、NG 表示虚拟电厂发用电报价总段数， el vpp t m P , , 、 ge vpp t m P , , 表示虚拟电厂vpp 在时段t 第m 个出力区间 中的发用电中标电力， ( ) el MIN vpp t P , 、 ( ) el MAX vpp t P , 、 ( ) ge MIN vpp t P , 、 ( ) ge MAX vpp t P , 分别表示虚拟电厂vpp 申报的第m 个发用电出力区间上、 下界； 虚拟电厂运行费用表达式： ( ) NE NG el el ge ge vpp t vpp t vpp t m vpp t m vpp t m vpp t m m m C P C P C P       , , , , , , , , , , 其中， el vpp t m C , , 、 ge vpp t m C , , 表示虚拟电厂vpp 申报的t 时段 第m 个充放电出力区间对应的能量价格。 并网型绿电直连项目出力表达式：     ( ) ( ) ( ) ( ) NE el el el MIN el el MAX ggdc t ggdc t m ggdc t ggdc t m ggdc t m NG ge ge ge MIN ge ge MAX ggdc t ggdc t m ggdc t ggdc t m ggdc t m P P P P P P P P P P               , , , , , , , , , , , , , , 其中，NE、NG 表示并网型绿电直连项目发用电报价 总段数， el ggdc t m P , , 、 ge ggdc t m P , , 表示并网型绿电直连项目vpp 在时 段t 第m 个出力区间中的发用电中标电力， ( ) el MIN ggdc t P , 、 ( ) el MAX ggdc t P , 、 ( ) ge MIN ggdc t P , 、 ( ) ge MAX ggdc t P , 分别表示并网型绿电直连项目申 报的第m 个发用电出力区间上、下界。 并网型绿电直连项目运行费用表达式： ( ) NE NG el el ge ge ggdc t ggdc t ggdc t m vggdc t m ggdc t m ggdc t m m m C P C P C P       , , , , , , , , , , 第175页,共401页

其中， el ggdc t m C , , 、 ge ggdc t m C , , 表示并网型绿电直连项目申报 的t 时段第m 个发用电出力区间对应的能量价格。 日前市场出清SCUC 的约束条件包括： （一）系统负荷平衡约束 对于每个时段t，负荷平衡约束可以描述为： N NT ES ES NE ch dis el i t j t es t es t vpp t i j es es vpp NG NE NG ge el ge vpp t ggdc t ggdc t t vpp ggdc ggdc P T P P P P P P D                         , , , , , , , , 其中， i t P, 表示发电企业i 在时段t 的出力， j t T, 表示联 络线j 在时段t 的计划功率（送入为正、输出为负），NT 为联络线总数， t D 为时段t 的系统负荷。 （二）系统正备用容量约束 在确保系统功率平衡的前提下，为了防止系统负荷预 测偏差以及各种实际运行事故带来的系统供需不平衡波 动，一般整个系统需要留有一定的容量备用。 需要保证每天的总开机容量满足系统的最小备用容 量。系统正备用容量约束可以描述为： N NT MAX U i t i t t j t t i j P D T R         , , , ) N MAX U i t i t i t t i N NT i t t j t i j P P R P D T            , , , , , （ 第176页,共401页

其中， i t , 表示机组i 在时段t 的启停状态， i t   , 表 示机组停机， i t   , 表示机组开机； MAX i t P, 为机组i 在时段t 的最大出力； U tR 为时段t 的系统正备用容量要求。正常时 期需同时满足D+1 日最高负荷点的备用要求，特殊时期电 力调度机构可根据系统安全供应需要，调整备用容量要 求。 （三）系统负备用容量约束 系统负备用容量约束可以描述为： N NT MIN D i t i t t j t t i j P D T R         , , , ) N MIN D i t i t i t t i N NT i t t j t i j P P R P D T            , , , , , （ 其中， MIN i t P, 为机组i 在时段t 的最小出力； D tR 为时段t 的系统负备用容量要求。 （四）特殊机组状态约束 必开机组、热电联产机组、试验机组应处于开机状 态： 1, i t s i I    , 其中， sI 为必开机组、热电联产机组、试验机组的全 集。 （五）机组出力上下限约束 第177页,共401页

机组的出力应该处于其最大/最小出力范围之内，其约 束条件可以描述为： MIN MAX i t i t i t i t i t P P P     , , , , , （1）对于不参加现货市场的机组，由电力调度机构安 排计划出力，在其开机时段内，要求 i t   , ，且上式中 MIN i t P, 、 MAX i t P, 均取为对应时段的机组计划出力；在其停机时 段内，要求 i t   , ； （2）对于必开机组，在其必开时段内，要求 i t   , ， 若有最低出力要求，则上式中 MIN i t P, 取为对应时段的必开最 低出力； （3）对于热电联产机组，在其热电联产运行时段内， 要求 i t   , ，且上式中 MIN i t P, 取为对应时段的供热最小技术 出力， MAX i t P, 取为对应时段的最大发电能力； （4）对于试验机组，在其试验时段内，要求 i t   , ， 且上式中 MIN i t P, 、 MAX i t P, 均取为对应时段的机组试验计划出 力； （5）对于新能源场站， MAX i t P, 为当前时段新能源场站 申报的功率预测值； （6）对于自由优化机组，机组出力下限建模为： 第178页,共401页

( ) ( ) DD UD UD MIN i t i t i t i t tt i t tt U i t tt tt tt tt DD UD DD MIN i t i t i t i t tt i t tt D i t DD tt tt tt tt P P P tt P P P tt                                                , , , , , , , , , , , , 机组出力上限建模为： ( ) ( ) UD UD MAX i t U i t tt i t i t i t tt tt tt DD DD MAX i t D i t DD tt i t i t i t tt tt tt P P tt P P P tt P                                      , , , , , , , , , , UD 为启动过程持续时间，计算到最小出力；DD 为停 机过程持续时间，从最小出力开始计算；β和γ分别是表示 机组启动和停机的0-1 变量。 （六）机组群出力上下限约束 机组群的出力应该处于其最大/最小出力范围之内，其 约束条件可以描述为： MIN MAX j t i t j t i j P P P     , , , 其中， MIN j t P , 、 MAX j t P , 为机组群j 在时段t 的最大、最小 出力。 （七）机组爬坡约束 机组上爬坡或下爬坡时，均应满足爬坡速率要求。爬 坡约束可描述为： 第179页,共401页

UD UD MAX i t i t i t i t tt i i t i t tt tt tt DD DD MAX i t i t i t i t tt i i t i t tt tt tt P P P RU P P P RD                                          , , , , , , , , , , , , 其中， i RU 表示机组i 最大上爬坡速率， i RD 表示机组i 最大下爬坡速率。 （八）机组最小连续开停时间约束 由于火电机组的物理属性及实际运行需要，要求火电 机组满足最小连续开机/停机时间。最小连续开停时间约束 可以描述为： ( ) ( ) U i t i t i t U D i t i t i t D T T T T             , , , , , , 其中， i t , 为机组i 在时段t 的启停状态； U T 、 D T 为机 组的最小连续开机时间和最小连续停机时间； U i t T, 、 D i t T, 为机 组i 在时段t 时已经连续开机的时间和连续停机的时间，可 以用状态变量 ( 1 ~ , 1 ~ ) i t i N t T    , 来表示： (1 ) U D t U i t i k k t T t D i t i k k t T T T            , , , , （九）机组最大启停次数约束 第180页,共401页

首先定义启动与停机的切换变量。定义 i t , 为机组i 在 时段t 是否切换到启动状态；定义 i t , 表示机组i 在时段t 是 否切换到停机状态， i t , 、 i t , 满足如下条件： i t i t i t          , , , 仅当 且 其余情况 i t i t i t          , , , 仅当 且 其余情况 相应机组i 的启停次数限制可表达如下： T MAX i t i t T MAX i t i t           , , （十）电厂电量约束 部分受限于一次能源供应约束电厂，其在日前市场的 中标电量应满足该电厂电量上限约束： T MAX i t j i j t P Q     , 其中， T  为D 日的总时段数， MAX j Q 为电厂j 在D 日的电量上限。 （十一）独立储能充放电功率约束 独立储能出清的充放电功率需要在独立储能申报的最 大最小充放电功率范围内， es t  , 和 es t  , 是控制独立储能充 放状态的0-1 变量。 第181页,共401页

( ) ( ) ( ) ( ) ( ) ( ) dis MIN dis dis MAX es t es es t es t es ch MAX ch ch MIN es t es es t es t es es t es t ch MIN ch MAX es es P P P P P P P P                      , , , , , , , , , 其中， ( ) ch MAX es P 、 ( ) ch MIN es P 、 ( ) dis MAX es P 、 ( ) dis MIN es P 分别表示 独立储能es 申报的最大、最小充放电功率。 （十二）独立储能荷电状态约束 独立储能在优化时段初始时刻和结束时刻的荷电状态 需要满足储能上一个优化周期末尾和独立储能申报的参 数。   / ch ch dis dis es t es t es t es es t es es t es t es t E E P t P t E E E          , , , , , , , 其中， es t E , 表示独立储能es 在时段t 结束时的荷电状 态； ch es 、 dis es  分别表示独立储能es 的充放电效率； t 表示 时段长度； es E 表示独立储能es 的额定容量； es t E , 、 es t E , 分 别表示独立储能es 在时段t 结束时的荷电状态上下限。 （十三）独立储能运行日初始与末尾时段荷电状态约 束 ini es es T fin es es E E E E   其中， es E 代表用于计算的初始荷电状态， ini es E 代表前 一天最后时段的荷电状态， T es E 代表用于计算的最后一个时 第182页,共401页

段目标荷电状态， fin es E 代表申报的最后一个时段的荷电状 态。 （十四）独立储能循环充放电约束 ( / ) T dis dis ch ch es t es es t es t es circle es t P P t N E        , , , , 其中， es circle N , 为独立储能es 的缺省日充放电转换次 数。 （十五）虚拟电厂发用电功率约束 虚拟电厂出清的发用电功率需要在虚拟电厂的最大最 小发电/用电容量范围内， vpp t  , 和 vpp t  , 是控制虚拟电厂发 用电的0-1 变量。 ( ) ( ) ( ) ( ) ( ) ( ) ( ) ( ) ge MIN ge ge MAX vpp t vpp t vpp t vpp t vpp t el MIN el el MAX vpp t vpp t vpp t vpp t vpp t vpp t vpp t el MIN el MAX vpp t vpp t ge MIN ge MAX vpp t vpp t P P P P P P P P P P                           , , , , , , , , , , , , , , , , , , 其中， ( ) ge MAX vpp t P , 、 ( ) ge MIN vpp t P , 、 ( ) el MAX vpp t P , 、 ( ) el MIN vpp t P , 分别表示虚 拟电厂vpp 的现货市场优化时段申报或计算出的最大、最 小发电/用电容量。 （十六）并网型绿电直连项目发用电功率约束 第183页,共401页

并网型绿电直连项目出清的发用电功率需要在并网型 绿电直连项目的最大最小发电/用电容量范围内， ggdc t  , 和 ggdc t  , 是控制并网型绿电直连项目发用电的0-1 变量。 ( ) ( ) ( ) ( ) ( ) ( ) ( ) ( ) ge MIN ge ge MAX ggdc t ggdc t ggdc t ggdc t ggdc t el MIN el el MAX ggdc t ggdc t ggdc t ggdc t ggdc t ggdc t ggdc t el MIN el MAX ggdc t ggdc t ge MIN ge MAX ggdc t ggdc t P P P P P P P P P P                           , , , , , , , , , , , , , , , , , , 其中， ( ) ge MAX ggdc t P , 、 ( ) ge MIN ggdc t P , 、 ( ) el MAX ggdc t P , 、 ( ) el MIN ggdc t P , 分别表示并 网型绿电直连项目的现货市场优化时段申报或计算出的最 大、最小发电/用电容量。 （十七）虚拟电厂爬坡率约束 虚拟电厂上调节或下调节时，均应满足爬坡率要求： ge ge Uge vpp t vpp t vpp ge ge Dge vpp t vpp t vpp el el Uel vpp t vpp t vpp el el Del vpp t vpp t vpp P P P P P P P P P P P P             , , , , , , , , 其中， Uge vpp P  、 Uel vpp P  为虚拟电厂vpp 发用电最大上爬坡 率， Dge vpp P  、 Del vpp P  为虚拟电厂vpp 发用电最大爬坡率。 （十八）并网型绿电直连项目爬坡率约束 并网型绿电直连项目上调节或下调节时，均应满足爬 坡率要求： 第184页,共401页

ge ge Uge ggdc t ggdc t ggdc ge ge Dge ggdc t ggdc t ggdc el el Uel ggdc t ggdc t ggdc el el Del ggdc t ggdc t ggdc P P P P P P P P P P P P             , , , , , , , , 其中， Uge ggdc P  、 Uel ggdc P  为并网型绿电直连项目发用电最 大上爬坡率， Dge ggdc P  、 Del ggdc P  为并网型绿电直连项目发用电 最大爬坡率。 （十九）线路潮流约束 线路潮流约束可以描述为： ( ) ( ) ( ) N NT K MAX l l i i t l j j t l k k t i j k ES VPP dis ch ge el l e es t l e es t l v vpp t l v vpp t es vpp GGDC ge el MAX l g ggdc t l g ggdc t l l l ggdc P G P G T G D G P G P G P G P G P G P SL SL P                                     , , , , , , , , , 其中， MAX lP 为线路l 的潮流传输极限； l i G 为发电企业 i 所在节点对线路l 的灵敏度因子； l j G为联络线j 所在节点 对线路l 的灵敏度因子；K 为系统的节点数量； l k G 为节点 k 对线路l 的灵敏度因子； k t D , 为节点k 在时段t 的母线负荷 值； l e G 为独立储能es 所在节点e 对线路l 的灵敏度因子； l v G 表示虚拟电厂vpp 所在节点v 对线路l 的发灵敏度因 子； l g G 表示并网型绿电直连项目所在节点g 对线路l 的发 灵敏度因子； l SL分别为线路l 的正、反向潮流松弛变量。 （二十）断面潮流约束 第185页,共401页

考虑关键断面的潮流约束，该约束可以描述为： ( ) ( ) ( ) N NT K MIN s s i i t s j j t s k k t i j k ES VPP dis ch ge el s e es t s e es t s v vpp t s v vpp t es vpp GGDC ge el MAX s g ggdc t s g ggdc t s s s ggdc P G P G T G D G P G P G P G P G P G P SL SL P                                    , , , , , , , , , 其中， MIN sP 、 MAX sP 分别为断面s 的潮流传输极限； s i G 为机组i 所在节点对断面s 的灵敏度因子； s j G 为联络 线j 所在节点对断面s 的灵敏度因子； s k G 为节点k 对断面s 的灵敏度因子； s e G 为独立储能es 所在节点e 对断面s 的灵 敏度因子； s v G 表示虚拟电厂vpp 所在节点v 对断面s 的灵 敏度因子； s v G 表示并网型绿电直连项目所在节点g 对断面 s 的灵敏度因子； l t SL , 、 s SL分别为断面s 的正、反向潮流 松弛变量。 第186页,共401页

附件五：日前安全约束经济调度数学模型 日前市场出清SCED 的目标函数如下所示： ( ) ( ) ( ) ( ) N T NL T i t i t l l i t l t NS T ES T s s es t es t s t es t VPP T GGDC T vpp t vpp t ggdc t ggdc t vpp t ggdc t Min C P M SL SL M SL SL C P C P C P                                                              , , 优化 , , 优化 优化 , , , , 其中： N 表示发电企业的总数，包括非市场化发电机组、燃 煤机组与新能源场站，不包括独立储能、虚拟电厂； T 表示所考虑的总时段数，其中D 日每15 分钟一个时 段，考虑96 个时段；D+1 日考虑负荷高峰、低谷2 个时 段，故T 为98； i t P, 表示发电企业i 在时段t 的出力； ( ) i t i t C P , , 为发电企业i 在时段t 的运行费用，是发电企 业申报的各段出力区间和对应能量价格有关的多段线性函 数； l M 、 s M 分别为线路、断面潮流约束松弛罚因子； l SL、 l SL分别为线路l 的正、反向潮流松弛变量；NL 为线路总数； s SL、 s SL分别为断面s 的正、反向潮流松弛变量；NS 为断面总数； 第187页,共401页

ES 表示储能交易单元总数， ( ) es t es t C P , , 表示储能的运行 费用，是与储能申报的各段出力区间和对应能量价格有关 的多段线性函数； VPP 表示虚拟电厂的总数， ( ) vpp t vpp t C P , , 是虚拟电厂的 运行费用，是与虚拟电厂申报的各段出力区间和对应能量 价格有关的多段线性函数； GGDC 表示并网型绿电直连项目的总数， ( ) gdcc t gdcc t C P , , 是虚拟电厂的运行费用，是与虚拟电厂申报的各段出力区 间和对应能量价格有关的多段线性函数； 日前市场出清SCED 的约束条件包括： （一）系统负荷平衡约束 对于每个时段t，负荷平衡约束可以描述为： N NT ES ES NE ch dis el i t j t es t es t vpp t i j es es vpp NG NG ge ge vpp t gdcc t t vpp gdcc P T P P P P P D                      , , , , , , , 其中， i t P, 表示发电企业i 在时段t 的出力， j t T, 表示联 络线j 在时段t 的计划功率（送入为正、输出为负），NT 为联络线总数， t D 为时段t 的系统负荷。 （二）机组出力上下限约束 发电企业的出力应该处于其最大、最小出力范围之 内，其约束条件可以描述为： 第188页,共401页

MIN MAX i t i t i t P P P   , , , 对于SCUC 优化结果中停机的机组，上式中 MIN i t P, 、 MAX i t P, 均取为零。 （三）机组群出力上下限约束 机组群的出力应该处于其最大/最小出力范围之内，其 约束条件可以描述为： MIN MAX j t i t j t i j P P P     , , , 其中， MIN j t P , 、 MAX j t P , 为机组群j 在时段t 的最大、最小 出力。 （四）机组爬坡约束 机组上爬坡或下爬坡时，均应满足爬坡速率要求。爬 坡约束可描述为： i t i t i i t i t i P P RU P P RD       , , , , 其中， i RU 表示机组i 最大上爬坡速率， i RD 表示机组i 最大下爬坡速率。 （五）电厂电量约束 部分受限于一次能源供应约束电厂，其在日前市场的 中标电量应满足该电厂电量上限约束： T MAX i t j i j t P Q     , 第189页,共401页

其中， T  为D 日的总时段数， MAX j Q 为电厂j 在D 日的电量上限。 （六）独立储能充放电功率约束 独立储能出清的充放电功率需要在独立储能申报的最 大最小充充放电功率范围内， es t  , 和 es t  , 是控制独立储能 充放状态的0-1 变量。 ( ) ( ) ( ) ( ) ( ) ( ) dis MIN dis dis MAX es t es es t es t es ch MAX ch ch MIN es t es es t es t es es t es t ch MIN ch MAX es es P P P P P P P P                      , , , , , , , , , 其中， ( ) ch MAX es P 、 ( ) ch MIN es P 、 ( ) dis MAX es P 、 ( ) dis MIN es P 分别表示 独立储能es 申报的最大、最小充放电功率。 （七）独立储能荷电状态约束 独立储能在优化时段初始时刻和结束时刻的荷电状态 需要满足储能上一个优化周期末尾和独立储能申报的参 数。   / ch ch dis dis es t es t es t es es t es es t es t es t E E P t P t E E E          , , , , , , , 其中， es t E , 表示独立储能es 在时段t 结束时的荷电状 态； ch es 、 dis es  分别表示独立储能es 的充放电效率； t 表示 时段长度； es E 表示独立储能es 的额定容量； es t E , 、 es t E , 分 别表示独立储能es 在时段t 结束时的荷电状态上下限。 第190页,共401页

（八）独立储能运行日初始与末尾时段荷电状态约束 ini es es T fin es es E E E E   其中， es E 代表用于计算的初始荷电状态， ini es E 代表前 一天最后时段的荷电状态， T es E 代表用于计算的最后一个时 段目标荷电状态， fin es E 代表申报的最后一个时段的荷电状 态。 （九）虚拟电厂发用电功率约束 虚拟电厂出清的发用电功率需要在虚拟电厂的最大最 小发电/用电容量范围内， vpp t  , 和 vpp t  , 是控制虚拟电厂发 用电的0-1 变量。 ( ) ( ) ( ) ( ) ( ) ( ) ge MIN ge ge MAX vpp t vpp t vpp t vpp t vpp t el MIN el el MAX vpp t vpp t vpp t vpp t vpp t vpp t vpp t el MIN el MAX vpp t vpp t P P P P P P P P                       , , , , , , , , , , , , , , , 其中， ( ) ge MAX vpp t P , 、 ( ) ge MIN vpp t P , 、 ( ) el MAX vpp t P , 、 ( ) el MIN vpp t P , 分别表示虚 拟电厂vpp 的现货市场优化时段申报或计算出的最大、最 小发电/用电容量。 （十）并网型绿电直连项目发用电功率约束 并网型绿电直连项目出清的发用电功率需要在并网型 绿电直连项目的最大最小发电/用电容量范围内， ggdc t  , 和 ggdc t  , 是控制并网型绿电直连项目发用电的0-1 变量。 第191页,共401页

( ) ( ) ( ) ( ) ( ) ( ) ( ) ( ) ge MIN ge ge MAX ggdc t ggdc t ggdc t ggdc t ggdc t el MIN el el MAX ggdc t ggdc t ggdc t ggdc t ggdc t ggdc t ggdc t el MIN el MAX ggdc t ggdc t ge MIN ge MAX ggdc t ggdc t P P P P P P P P P P                           , , , , , , , , , , , , , , , , , , 其中， ( ) ge MAX ggdc t P , 、 ( ) ge MIN ggdc t P , 、 ( ) el MAX ggdc t P , 、 ( ) el MIN ggdc t P , 分别表示并 网型绿电直连项目的现货市场优化时段申报或计算出的最 大、最小发电/用电容量。 （十一）虚拟电厂爬坡率约束 虚拟电厂上调节或下调节时，均应满足爬坡率要求： ge ge Uge vpp t vpp t vpp ge ge Dge vpp t vpp t vpp el el Uel vpp t vpp t vpp el el Del vpp t vpp t vpp P P P P P P P P P P P P             , , , , , , , , 其中， Uge vpp P  、 Uel vpp P  为虚拟电厂vpp 发用电最大上爬坡 率， Dge vpp P  、 Del vpp P  为虚拟电厂vpp 发用电最大爬坡率。 （十二）并网型绿电直连项目爬坡率约束 并网型绿电直连项目上调节或下调节时，均应满足爬 坡率要求： ge ge Uge ggdc t ggdc t ggdc ge ge Dge ggdc t ggdc t ggdc el el Uel ggdc t ggdc t ggdc el el Del ggdc t ggdc t ggdc P P P P P P P P P P P P             , , , , , , , , 第192页,共401页

其中， Uge ggdc P  、 Uel ggdc P  为并网型绿电直连项目发用电最 大上爬坡率， Dge ggdc P  、 Del ggdc P  为并网型绿电直连项目发用电 最大爬坡率。 （十三）线路潮流约束 线路潮流约束可以描述为： ( ) ( ) ( ) N NT K MAX l l i i t l j j t l k k t i j k ES VPP dis ch ge el l e es t l e es t l v vpp t l v vpp t es vpp GDCC ge el MAX l g gdcc t l g gdcc t l l l gdcc P G P G T G D G P G P G P G P G P G P SL SL P                                     , , , , , , , , , 其中， MAX lP 为线路l 的潮流传输极限； l i G 为发电企业 i 所在节点对线路l 的灵敏度因子； l j G为联络线j 所在节点 对线路l 的灵敏度因子；K 为系统的节点数量； l k G 为节点 k 对线路l 的灵敏度因子； k t D , 为节点k 在时段t 的母线负荷 值； l e G 为独立储能es 所在节点e 对线路l 的灵敏度因子； l v G 表示虚拟电厂vpp 所在节点v 对线路l 的发灵敏度因 子； l g G 表示并网型绿电直连项目所在节点g 对线路l 的发 灵敏度因子； l SL分别为线路l 的正、反向潮流松弛变量。 （十四）断面潮流约束 考虑关键断面的潮流约束，该约束可以描述为： 第193页,共401页

( ) ( ) ( ) N NT K MIN s s i i t s j j t s k k t i j k ES VPP dis ch ge el s e es t s e es t s v vpp t s v vpp t es vpp GDCC ge el s g gdcc t s g gdcc t gdcc MAX s s s P G P G T G D G P G P G P G P G P G P SL SL P                                    , , , , , , , , , 其中， MIN sP 、 MAX sP 分别为断面s 的潮流传输极限； s i G 为机组i 所在节点对断面s 的灵敏度因子； s j G 为联络 线j 所在节点对断面s 的灵敏度因子； s k G 为节点k 对断面s 的灵敏度因子； s e G 为独立储能es 所在节点e 对断面s 的灵 敏度因子； s v G 表示虚拟电厂vpp 所在节点v 对断面s 的灵 敏度因子； s g G 表示并网型绿电直连项目所在节点g 对断面 s 的灵敏度因子； s SL、 s SL分别为断面s 的正、反向潮流松 弛变量。 第194页,共401页

附件六：日前节点电价数学模型 日前市场节点电价（LMP）计算模型如下： 目标函数： ' ' ( ) ( ) ( ) ( ) N T NL T i t i t l l i t l t NS T ES T s s es t es t s t es t VPP T GDCC T vpp t vpp t gdcc t gdcc t vpp t gdcc t Min C P M SL SL M SL SL C P C P C P                                                              , , 优化 , , 优化 优化 , , , , 其中： N 表示发电企业的总数，包括非市场化发电机组、燃 煤机组与新能源场站，不包括独立储能、虚拟电厂； T 表示所考虑的总时段数，其中D 日每15 分钟一个时 段，考虑96 个时段；D+1 日考虑负荷高峰、低谷2 个时 段，故T 为98； i t P, 表示发电企业i 在时段t 的出力； ( ) i t i t C P , , 为发电企业i 在时段t 的运行费用，是发电企 业申报的各段出力区间和对应能量价格有关的多段线性函 数； ' l M 、 ' s M 分别为线路、断面潮流约束松弛罚因子； 第195页,共401页

l SL、 l SL分别为线路l 的正、反向潮流松弛变量；NL 为线路总数； s SL、 s SL分别为断面s 的正、反向潮流松弛变量；NS 为断面总数。 ES 表示储能交易单元总数， ( ) es t es t C P , , 表示储能的运行 费用，是与储能申报的各段出力区间和对应能量价格有关 的多段线性函数； VPP 表示虚拟电厂的总数， ( ) vpp t vpp t C P , , 是虚拟电厂的 运行费用，是与虚拟电厂申报的各段出力区间和对应能量 价格有关的多段线性函数； GDCC 表示并网型绿电直连项目的总数， ( ) gdcc t gdcc t C P , , 是并网型绿电直连项目的运行费用，是与并网型绿电直连 项目申报的各段出力区间和对应能量价格有关的多段线性 函数。 节点电价计算模型的约束条件包括： （一）系统负荷平衡约束 对于每个时段t，负荷平衡约束可以描述为： N NT ES ES ch dis i t j t es t es t i j es es NE NG NG el ge ge vpp t vpp t gdcc t t vpp vpp gdcc P T P P P P P D                      , , , , , , , 第196页,共401页

其中 i t P, 表示发电企业i 在时段t 的出力， j t T, 表示联络 线j 在时段t 的计划功率（送入为正、输出为负），NT 为 联络线总数， t D 为时段t 的系统负荷。 （二）机组出力上下限约束 机组的出力应该处于其最大、最小出力范围之内，其 约束条件可以描述为： MIN MAX i t i t i t P P P   , , , 对于SCUC 优化结果中停机的机组，上式中 MIN i t P, 、 MAX i t P, 均取为零。 对于不可定价机组，上式中 MIN i t P, 、 MAX i t P, 均取SCED 优 化结果中机组i 在时段t 的中标出力 SCED i t P, ；对于可定价机 组，上式中 MIN i t P, 、 MAX i t P, 取如下数值： (1 ) ( ) (1 ) ( ) MIN SCED MIN SCED i t i t i t MAX SCED MAX SCED i t i t i t P MAX P P P MIN P P               , , , , , , , , 其中，δ为LMP 模型中允许机组偏离日前SCED 优化 结果的比例，( ) MIN SCED i t P, 、( ) MAX SCED i t P, 分别为日前SCED 模型 中的机组最大、最小出力。 （三）机组群出力上下限约束 机组群的出力应该处于其最大/最小出力范围之内，其 约束条件可以描述为： MIN MAX j t i t j t i j P P P     , , , 第197页,共401页

其中， MIN j t P , 、 MAX j t P , 为机组群j 在时段t 的最大、最小 出力。 （四）机组爬坡约束 机组上爬坡或下爬坡时，均应满足爬坡速率要求。爬 坡约束可描述为： i t i t i i t i t i P P RU P P RD       , , , , 其中， i RU 表示机组i 最大上爬坡速率， i RD 表示机组i 最大下爬坡速率。 （五）独立储能充放电功率约束 当储能处于充电状态时，充电上下限为： ( ) ( ) ( ) ( ) (1 ) ( ) (1 ) ( ) ch MAX ch SCED ch MAX SCED es t es t es ch MIN ch SCED ch MIN SCED es t es t es P MAX P P P MIN P P               , , , , , , , , 当储能处于放电状态时，放电上下限为： ( ) ( ) ( ) ( ) (1 ) ( ) (1 ) ( ) dis MIN dis SCED dis MIN SCED es t es t es dis MAX dis SCED dis MAX SCED es t es t es P MAX P P P MIN P P               , , , , , , , , 其中，为LMP 模型中允许独立储能偏离日前SCED 优化结果的比例， ( ) ( ) ch MAX SCED es P 、 ( ) ( ) ch MIN SCED es P 、 ( ) ( ) dis MAX SCED es P 、 ( ) ( ) dis MIN SCED es P 分别表示日前SCED 模型中独 立储能es 的最大、最小充放电功率， ch SCED es t P , , 、 dis SCED es t P , , 为 日前SCED 的充放电功率结果。 （六）独立储能荷电状态约束 第198页,共401页

独立储能在优化时段初始时刻和结束时刻的荷电状态 需要满足储能上一个优化周期末尾和独立储能申报的参 数。   / ch ch dis dis es t es t es t es es t es es t es t es t E E P t P t E E E          , , , , , , , 其中， es t E , 表示独立储能es 在时段t 结束时的荷电状 态； ch es 、 dis es  分别表示独立储能es 的充放电效率； t 表示 时段长度； es E 表示独立储能es 的额定容量； es t E , 、 es t E , 分 别表示独立储能es 在时段t 结束时的荷电状态上下限。 （七）独立储能运行日初始与末尾时段荷电状态约束 ini es es T fin es es E E E E   其中， es E 代表用于计算的初始( ) MAX SCED al t P , 荷电状态， ini es E 代表前一天最后时段的荷电状态， T es E 代表用于计算的 最后一个时段目标荷电状态， fin es E 代表申报的最后一个时段 的荷电状态。 （八）虚拟电厂发用电功率约束 当虚拟电厂处于负荷状态时，功率上下限为： ( ) ( ) ( ) ( ) (1 ) ( ) (1 ) ( ) el MAX el SCED el MAX SCED vpp t vpp t vpp el MIN el SCED el MIN SCED vpp t vpp t vpp P MAX P P P MIN P P               , , , , , , , , 当虚拟电厂处于电源状态时，功率上下限为： 第199页,共401页

( ) ( ) ( ) ( ) (1 ) ( ) (1 ) ( ) gn MIN gn SCED gn MIN SCED vpp t vpp t vpp gn MAX gn SCED gn MAX SCED vpp t vpp t vpp P MAX P P P MIN P P               , , , , , , , , 其中，为LMP 模型中允许虚拟电厂偏离日前SCED 优化结果的比例， gn SCED vpp t P , , 、 el SCED vpp t P , , 为日前SCED 的发用电 功率结果。 （九）并网型绿电直连项目发用电功率约束 当并网型绿电直连项目处于下网状态时，功率上下限 为： ( ) ( ) ( ) ( ) (1 ) ( ) (1 ) ( ) el MAX el SCED el MAX SCED gdcc t gdcc t gdcc el MIN el SCED el MIN SCED gdcc t gdcc t gdcc P MAX P P P MIN P P               , , , , , , , , 当并网型绿电直连项目处于上网状态时，功率上下限 为： ( ) ( ) ( ) ( ) (1 ) ( ) (1 ) ( ) gn MIN gn SCED gn MIN SCED gdcc t gdcc t gdcc gn MAX gn SCED gn MAX SCED gdcc t gdcc t gdcc P MAX P P P MIN P P               , , , , , , , , 其中，为LMP 模型中允许并网型绿电直连项目偏离 日前SCED 优化结果的比例， gn SCED gdcc t P , , 、 el SCED gdcc t P , , 为日前 SCED 的发用电功率结果。 （十）虚拟电厂爬坡率约束 虚拟电厂上调节或下调节时，均应满足爬坡率要求： 第200页,共401页

ge ge Uge vpp t vpp t vpp ge ge Dge vpp t vpp t vpp el el Uel vpp t vpp t vpp el el Del vpp t vpp t vpp P P P P P P P P P P P P             , , , , , , , , 其中， Uge vpp P  、 Uel vpp P  为虚拟电厂vpp 发用电最大上爬坡 率， Dge vpp P  、 Del vpp P  为虚拟电厂vpp 发用电最大爬坡率。 （十一）并网型绿电直连项目爬坡率约束 并网型绿电直连项目上调节或下调节时，均应满足爬 坡率要求： ge ge Uge gdcc t gdcc t gdcc ge ge Dge gdcc t gdcc t gdcc el el Uel gdcc t gdcc t gdcc el el Del gdcc t gdcc t gdcc P P P P P P P P P P P P             , , , , , , , , 其中， Uge gdcc P  、 Uel gdcc P  为并网型绿电直连项目发用电最 大上爬坡率， Dge gdcc P  、 Del gdcc P  为并网型绿电直连项目发用电 最大爬坡率。 （十二）线路潮流约束 线路潮流约束可以描述为： ( ) ( ) ( ) N NT K MAX l l i i t l j j t l k k t i j k ES VPP dis ch ge el l e es t l e es t l v vpp t l v vpp t es vpp GDCC ge el MAX l g gdcc t l g gdcc t l l l gdcc P G P G T G D G P G P G P G P G P G P SL SL P                                     , , , , , , , , , 第201页,共401页

其中， MAX lP 为线路l 的潮流传输极限； l i G 为发电企业 i 所在节点对线路l 的灵敏度因子； l j G为联络线j 所在节点 对线路l 的灵敏度因子；K 为系统的节点数量； l k G 为节点 k 对线路l 的灵敏度因子； k t D , 为节点k 在时段t 的母线负荷 值； l e G 为独立储能es 所在节点e 对线路l 的灵敏度因子； l v G 表示虚拟电厂vpp 所在节点v 对线路l 的发灵敏度因 子； l g G 表示并网型绿电直连项目所在节点g 对线路l 的发 灵敏度因子； l t SL , 、 l SL分别为线路l 的正、反向潮流松弛 变量。 （十三）断面潮流约束 考虑关键断面的潮流约束，该约束可以描述为： ( ) ( ) ( ) N NT K MIN s s i i t s j j t s k k t i j k ES VPP dis ch ge el s e es t s e es t s v vpp t s v vpp t es vpp GDCC ge el MAX s g gdcc t s g gdcc t s s s gdcc P G P G T G D G P G P G P G P G P G P SL SL P                                    , , , , , , , , , 其中， MIN sP 、 MAX sP 分别为断面s 的潮流传输极限； s i G 为机组i 所在节点对断面s 的灵敏度因子； s j G 为联络 线j 所在节点对断面s 的灵敏度因子； s k G 为节点k 对断面s 的灵敏度因子； s e G 为独立储能es 所在节点e 对断面s 的灵 敏度因子； s v G 表示虚拟电厂vpp 所在节点v 对断面s 的灵 敏度因子； s g G 表示虚拟电厂vpp 所在节点g 对断面s 的灵 第202页,共401页

敏度因子； l t SL , 、 s SL分别为断面s 的正、反向潮流松弛变 量 求解上述节点电价计算模型，得到各时段系统负荷平 衡约束、线路和断面潮流约束的拉格朗日乘子，则节点k 在时段t 的节点电价为：     L S MAX MIN MAX MIN k t t l t l t l k s t s t s k l s LMP G G                 , , , , , 其中： t为时段t 系统负荷平衡约束的拉格朗日乘子； MAX l t , 为线路l 最大正向潮流约束的拉格朗日乘子，当 线路潮流越限时，该拉格朗日乘子为网络潮流约束松弛罚 因子； MIN l t , 为线路l 最大反向潮流约束的拉格朗日乘子，当线 路潮流越限时，该拉格朗日乘子为网络潮流约束松弛罚因 子； MAX s t , 为断面s 最大正向潮流约束的拉格朗日乘子，当 断面潮流越限时，该拉格朗日乘子为网络潮流约束松弛罚 因子； MIN s t , 为断面s 最大反向潮流约束的拉格朗日乘子，当断 面潮流越限时，该拉格朗日乘子为网络潮流约束松弛罚因 子； l k G 为节点k 对线路l 的灵敏度因子； 第203页,共401页

s k G 为节点k 对断面s 的灵敏度因子。 （注：所有拉格朗日乘子均大于等于0） 第204页,共401页

附件七：实时安全约束经济调度数学模型 实时市场出清SCED 的目标函数如下所示： ( ) ( ) ( ) N T T i t i t b t t i t t NL T NS T l l t l t s s t s t l t s t VPP T GDCC T vpp t vpp t gdcc t gdcc t vpp t gdcc t MIN C P M LB LB M SL SL M SL SL C P C P                                                           , , , , , , 优化 优化 , , , , 其中： N 表示发电企业的总数，包括非市场化发电机组、燃 煤机组与新能源场站，不包括独立储能、虚拟电厂； T 表示所考虑的总时段数，每5 分钟一个时段，考虑未 来1 小时12 个时段或2 小时24 个时段； i t P, 表示发电企业i 在时段t 的出力； ( ) i t i t C P , , 为发电企业i 在时段t 的运行费用，是与发电 企业申报的各段出力区间和对应能量价格有关的多段线性 函数； b M 为的发用电平衡约束的惩罚因子； t LB、 t LB分别为发用电平衡约束时段t 的正、反向松 弛变量； l M 、 s M 分别为线路、断面潮流约束松弛罚因子； 第205页,共401页

l t SL , 、 l t SL , 分别为线路l 的正、反向潮流松弛变量； NL 为线路总数； s t SL , 、 s t SL , 分别为断面s 的正、反向潮流松弛变量； NS 为断面总数； VPP 表示直控式虚拟电厂的总数， ( ) vpp t vpp t C P , , 是直控 式虚拟电厂的运行费用，是与直控式虚拟电厂申报的各段 出力区间和对应能量价格有关的多段线性函数； GDCC 表示并网型绿电直连项目的总数， ( ) gdcc t gdcc t C P , , 是并网型绿电直连项目的运行费用，是与并网型绿电直连 项目申报的各段出力区间和对应能量价格有关的多段线性 函数。 实时市场出清SCED 的约束条件包括： （一）系统负荷平衡约束 对于每个时段t，负荷平衡约束可以描述为： N NT ES ES ch dis i t j t es t es t i j es es NE NG NG el ge ge vpp t vpp t gdcc t t vpp vpp gdcc P T P P P P P D                      , , , , , , , 其中， i t P, 表示发电企业i 在时段t 的出力， j t T, 表示联 络线j 在时段t 的计划功率（送入为正、输出为负），NT 为联络线总数， t D 为时段t 的系统负荷。 （二）机组出力上下限约束 第206页,共401页

发电企业的出力应该处于其最大、最小出力范围之 内，其约束条件可以描述为： MIN MAX i t i t i t P P P   , , , 对于未来时段停机的机组，上式中 MIN i t P, 、 MAX i t P, 均取为 零。 （三）机组群出力上下限约束 机组群的出力应该处于其最大/最小出力范围之内，其 约束条件可以描述为： MIN MAX j t i t j t i j P P P     , , , 其中， MIN j t P , 、 MAX j t P , 为机组群j 在时段t 的最大、最小 出力。 （四）机组爬坡约束 机组上爬坡或下爬坡时，均应满足爬坡速率要求。爬 坡约束可描述为： i t i t i i t i t i P P RU P P RD       , , , , 其中， i RU 表示机组i 最大上爬坡速率， i RD 表示机组i 最大下爬坡速率。 （五）直控式虚拟电厂发用电功率约束 直控式虚拟电厂出清的发用电功率需要在直控式虚拟 电厂的最大最小发电/用电容量范围内， vpp t  , 和 vpp t  , 是控 制直控式虚拟电厂发用电的0-1 变量。 第207页,共401页

( ) ( ) ( ) ( ) ( ) ( ) ge MIN ge ge MAX vpp t vpp t vpp t vpp t vpp t el MIN el el MAX vpp t vpp t vpp t vpp t vpp t vpp t vpp t el MIN el MAX vpp t vpp t P P P P P P P P                       , , , , , , , , , , , , , , , 其中， ( ) ge MAX vpp t P , 、 ( ) ge MIN vpp t P , 、 ( ) el MAX vpp t P , 、 ( ) el MIN vpp t P , 分别表示直 控式虚拟电厂vpp 的现货市场优化时段申报或计算出的最 大、最小发电/用电容量。 （六）并网型绿电直连项目发用电功率约束 并网型绿电直连项目出清的发用电功率需要在并网型 绿电直连项目的最大最小发电/用电容量范围内， gdcc t  , 和 gdcc t  , 是并网型绿电直连项目发用电的0-1 变量。 ( ) ( ) ( ) ( ) ( ) ( ) ge MIN ge ge MAX gdcc t gdcc t gdcc t gdcc t gdcc t el MIN el el MAX gdcc t gdcc t gdcc t gdcc t gdcc t gdcc t gdcc t el MIN el MAX gdcc t gdcc t P P P P P P P P                       , , , , , , , , , , , , , , , 其中， ( ) ge MAX gdcc t P , 、 ( ) ge MIN gdcc t P , 、 ( ) el MAX gdcc t P , 、 ( ) el MIN gdcc t P , 分别表示并 网型绿电直连项目的现货市场优化时段申报或计算出的最 大、最小发电/用电容量。 （七）直控式虚拟电厂爬坡率约束 直控式虚拟电厂上调节或下调节时，均应满足爬坡率 要求： 第208页,共401页

ge ge Uge vpp t vpp t vpp ge ge Dge vpp t vpp t vpp el el Uel vpp t vpp t vpp el el Del vpp t vpp t vpp P P P P P P P P P P P P             , , , , , , , , 其中， Uge vpp P  、 Uel vpp P  为直控式虚拟电厂vpp 发用电最大 上爬坡率， Dge vpp P  、 Del vpp P  为直控式虚拟电厂vpp 发用电最大 爬坡率。 （八）并网型绿电直连项目爬坡率约束 并网型绿电直连项目上调节或下调节时，均应满足爬 坡率要求： ge ge Uge gdcc t gdcc t gdcc ge ge Dge gdcc t gdcc t gdcc el el Uel gdcc t gdcc t gdcc el el Del gdcc t gdcc t gdcc P P P P P P P P P P P P             , , , , , , , , 其中， Uge gdcc P  、 Uel gdcc P  为并网型绿电直连项目发用电最 大上爬坡率， Dge gdcc P  、 Del gdcc P  为并网型绿电直连项目发用电 最大爬坡率。 （九）线路潮流约束 线路潮流约束可以描述为： ( ) ( ) N NT K MAX l l i i t l j j t l k k t i j k VPP GDCC ge el ge el l v vpp t l v vpp t l g gdcc t l g gdcc t vpp gdcc MAX l l l P G P G T G D G P G P G P G P SL SL P                               , , , , , , , 第209页,共401页

其中， MAX lP 为线路l 的潮流传输极限； l i G 为发电企业 i 所在节点对线路l 的灵敏度因子； l j G为联络线j 所在节点 对线路l 的灵敏度因子；K 为系统的节点数量； l k G 为节点 k 对线路l 的灵敏度因子； k t D , 为节点k 在时段t 的母线负荷 值； l v G 表示直控式虚拟电厂vpp 所在节点v 对线路l 的发 灵敏度因子； l g G 表示并网型绿电直连项目所在节点g 对线 路l 的发灵敏度因子； l t SL , 、 l SL分别为线路l 的正、反向 潮流松弛变量。 （十）断面潮流约束 考虑关键断面的潮流约束，该约束可以描述为： ( ) ( ) N NT K MIN s s i i t s j j t s k k t i j k VPP GDCC ge el ge el s v vpp t s v vpp t s g gdcc t s g gdcc t vpp gdcc MAX s s s P G P G T G D G P G P G P G P SL SL P                              , , , , , , , 其中， MIN sP 、 MAX sP 分别为断面s 的潮流传输极限； s i G 为机组i 所在节点对断面s 的灵敏度因子； s j G 为联络 线j 所在节点对断面s 的灵敏度因子； s k G 为节点k 对断面s 的灵敏度因子； s v G 表示直控式虚拟电厂vpp 所在节点v 对 断面s 的灵敏度因子； s g G 表示并网型绿电直连项目所在节 点g 对断面s 的灵敏度因子； s SL、 s SL分别为断面s 的正、 反向潮流松弛变量。 第210页,共401页

附件八：实时节点电价数学模型 实时市场节点电价（LMP）计算模型如下： 目标函数： ' ' ' ( ) ( ) ( ) N T T i t i t b t t i t t NL T NS T l l t l t s s t s t l t s t VPP T GDCC T vpp t vpp t gdcc t gdcc t vpp t gdcc t MIN C P M LB LB M SL SL M SL SL C P C P                                                           , , , , , , 优化 优化 , , , , 其中： N 表示发电企业的总数，包括非市场化发电机组、燃 煤机组与新能源场站，不包括独立储能、虚拟电厂； T 表示所考虑的总时段数，每5 分钟一个时段，考虑未 来1 小时12 个时段或2 小时24 个时段； i t P, 表示发电企业i 在时段t 的出力； ( ) i t i t C P , , 为发电企业i 在时段t 的运行费用，是与发电 企业申报的各段出力区间和对应能量价格有关的多段线性 函数； ' b M 为的发用电平衡约束的惩罚因子； t LB 、 t LB分别为发用电平衡约束时段t 的正、反向松 弛变量； 第211页,共401页

' l M 、 ' s M 分别为线路、断面潮流约束松弛罚因子； l t SL , 、 l t SL , 分别为线路l 的正、反向潮流松弛变量； NL 为线路总数； s t SL , 、 s t SL , 分别为断面s 的正、反向潮流松弛变量； NS 为断面总数。 实时节点电价计算模型的约束条件包括： （一）系统负荷平衡约束 对于每个时段t，负荷平衡约束可以描述为： N NT ES ES ch dis i t j t es t es t i j es es NE NG NG el ge ge vpp t vpp t gdcc t t vpp vpp gdcc P T P P P P P D                      , , , , , , , 其中， i t P, 表示发电企业i 在时段t 的出力， j t T, 表示联 络线j 在时段t 的计划功率（送入为正、输出为负），NT 为联络线总数， t D 为时段t 的系统负荷。 （二）机组出力上下限约束 发电企业的出力应该处于其最大/最小出力范围之内， 其约束条件可以描述为： MIN MAX i t i t i t P P P   , , , 对于停机的机组，上式中 MIN i t P, 、 MAX i t P, 均取为零。 第212页,共401页

对于不可定价机组，上式中 MIN i t P, 、 MAX i t P, 均取SCED 优 化结果中机组i 在时段t 的中标出力 SCED i t P, ；对于可定价机 组，上式中 MIN i t P, 、 MAX i t P, 取如下数值： (1 ) ( ) (1 ) ( ) MIN SCED MIN SCED i t i t i t MAX SCED MAX SCED i t i t i t P MAX P P P MIN P P               , , , , , , , , 其中，δ为LMP 模型中允许机组偏离实时SCED 优化 结果的比例，( ) MIN SCED i t P, 、( ) MAX SCED i t P, 分别为实时SCED 模型 中的机组最大、最小出力。 （三）机组群出力上下限约束 机组群的出力应该处于其最大/最小出力范围之内，其 约束条件可以描述为： MIN MAX j t i t j t i j P P P     , , , 其中， MIN j t P , 、 MAX j t P , 为机组群j 在时段t 的最大、最小 出力。 （四）机组爬坡约束 机组上爬坡或下爬坡时，均应满足爬坡速率要求。爬 坡约束可描述为： i t i t i i t i t i P P RU P P RD       , , , , 其中， i RU 表示机组i 最大上爬坡速率， i RD 表示机组i 最大下爬坡速率。 （五）并网型绿电直连项目发用电功率约束 第213页,共401页

当并网型绿电直连项目处于下网状态时，功率上下限 为： ( ) ( ) ( ) ( ) (1 ) ( ) (1 ) ( ) el MAX el SCED el MAX SCED gdcc t gdcc t gdcc el MIN el SCED el MIN SCED gdcc t gdcc t gdcc P MAX P P P MIN P P               , , , , , , , , 当并网型绿电直连项目处于上网状态时，功率上下限 为： ( ) ( ) ( ) ( ) (1 ) ( ) (1 ) ( ) gn MIN gn SCED gn MIN SCED gdcc t gdcc t gdcc gn MAX gn SCED gn MAX SCED gdcc t gdcc t gdcc P MAX P P P MIN P P               , , , , , , , , 其中，为LMP 模型中允许并网型绿电直连项目偏离 实时SCED 优化结果的比例， gn SCED gdcc t P , , 、 el SCED gdcc t P , , 为实时 SCED 的发用电功率结果。 （六）直控式虚拟电厂发用电功率约束 当直控式虚拟电厂处于负荷状态时，功率上下限为： ( ) ( ) ( ) ( ) (1 ) ( ) (1 ) ( ) el MAX el SCED el MAX SCED vpp t vpp t vpp el MIN el SCED el MIN SCED vpp t vpp t vpp P MAX P P P MIN P P               , , , , , , , , 当直控式虚拟电厂处于电源状态时，功率上下限为： ( ) ( ) ( ) ( ) (1 ) ( ) (1 ) ( ) gn MIN gn SCED gn MIN SCED vpp t vpp t vpp gn MAX gn SCED gn MAX SCED vpp t vpp t vpp P MAX P P P MIN P P               , , , , , , , , 其中，为LMP 模型中允许直控式虚拟电厂偏离实时 SCED 优化结果的比例， gn SCED vpp t P , , 、 el SCED vpp t P , , 为实时SCED 的 发用电功率结果。 （七）直控式虚拟电厂爬坡率约束 第214页,共401页

直控式虚拟电厂上调节或下调节时，均应满足爬坡率 要求： ge ge Uge vpp t vpp t vpp ge ge Dge vpp t vpp t vpp el el Uel vpp t vpp t vpp el el Del vpp t vpp t vpp P P P P P P P P P P P P             , , , , , , , , 其中， Uge vpp P  、 Uel vpp P  为直控式虚拟电厂vpp 发用电最大 上爬坡率， Dge vpp P  、 Del vpp P  为直控式虚拟电厂vpp 发用电最大 爬坡率。 （八）并网型绿电直连项目爬坡率约束 并网型绿电直连项目上网、下网时，均应满足爬坡率 要求： ge ge Uge gdcc t gdcc t gdcc ge ge Dge gdcc t gdcc t gdcc el el Uel gdcc t gdcc t gdcc el el Del gdcc t gdcc t gdcc P P P P P P P P P P P P             , , , , , , , , 其中， Uge gdcc P  、 Uel gdcc P  为并网型绿电直连项目发用电最 大上爬坡率， Dge gdcc P  、 Del gdcc P  为并网型绿电直连项目发用电 最大爬坡率。 （九）线路潮流约束 线路潮流约束可以描述为： 第215页,共401页

( ) ( ) N NT K MAX l l i i t l j j t l k k t i j k VPP GDCC ge el ge el l v vpp t l v vpp t l g gdcc t l g gdcc t vpp gdcc MAX l l l P G P G T G D G P G P G P G P SL SL P                               , , , , , , , 其中， MAX lP 为线路l 的潮流传输极限； l i G 为发电企业 i 所在节点对线路l 的灵敏度因子； l j G为联络线j 所在节点 对线路l 的灵敏度因子；K 为系统的节点数量； l k G 为节点 k 对线路l 的灵敏度因子； k t D , 为节点k 在时段t 的母线负荷 值； l v G 表示直控式虚拟电厂vpp 所在节点v 对线路l 的发 灵敏度因子； l g G 表示并网型绿电直连项目所在节点g 对线 路l 的发灵敏度因子； l t SL , 、 l SL分别为线路l 的正、反向 潮流松弛变量。 （十）断面潮流约束 考虑关键断面的潮流约束，该约束可以描述为： ( ) ( ) N NT K MIN s s i i t s j j t s k k t i j k VPP GDCC ge el ge el s v vpp t s v vpp t s g gdcc t s g gdcc t vpp gdcc MAX s s s P G P G T G D G P G P G P G P SL SL P                              , , , , , , , 其中， MIN sP 、 MAX sP 分别为断面s 的潮流传输极限； s i G 为 机组i 所在节点对断面s 的灵敏度因子； s j G 为联络线j 所 在节点对断面s 的灵敏度因子； s k G 为节点k 对断面s 的灵 敏度因子； s v G 表示直控式虚拟电厂vpp 所在节点v 对断面 第216页,共401页

s 的灵敏度因子； s g G 表示并网型绿电直连项目所在节点g 对断面s 的灵敏度因子； s SL、 s SL分别为断面s 的正、反 向潮流松弛变量。 求解上述节点电价计算模型，得到各时段系统负荷平 衡约束、线路和断面潮流约束的拉格朗日乘子，则节点k 在时段t 的节点电价为：     L S MAX MIN MAX MIN k t t l t l t l k s t s t s k l s LMP G G                 , , , , , 其中： t为时段t 系统负荷平衡约束的拉格朗日乘子； MAX l t , 为线路l 最大正向潮流约束的拉格朗日乘子，当 线路潮流越限时，该拉格朗日乘子为网络潮流约束松弛罚 因子； MIN l t , 为线路l 最大反向潮流约束的拉格朗日乘子，当线 路潮流越限时，该拉格朗日乘子为网络潮流约束松弛罚因 子； MAX s t , 为断面s 最大正向潮流约束的拉格朗日乘子，当 断面潮流越限时，该拉格朗日乘子为网络潮流约束松弛罚 因子； MIN s t , 为断面s 最大反向潮流约束的拉格朗日乘子，当断 面潮流越限时，该拉格朗日乘子为网络潮流约束松弛罚因 子； 第217页,共401页

l k G 为节点k 对线路l 的灵敏度因子； s k G 为节点k 对断面s 的灵敏度因子。 （注：所有拉格朗日乘子均大于等于0） 第218页,共401页

吉林省电力辅助服务 （调频）市场实施细则 （试行4.1 版） 第219页,共401页

目录 1 总述........................................................................................................................................................................1 2 适用范围...............................................................................................................................................................1 3 引用文件...............................................................................................................................................................1 4 名词解释...............................................................................................................................................................2 5 调频市场经营主体............................................................................................................................................4 5.1 调频服务提供者....................................................................................................................................4 5.1.1 并网发电单元............................................................................................................................4 5.1.2 新型经营主体............................................................................................................................4 5.1.3 基本准入条件............................................................................................................................5 5.2 调频服务费用分摊者...........................................................................................................................6 6 交易组织...............................................................................................................................................................6 6.1 组织方式..................................................................................................................................................6 6.2 调频日前信息披露............................................................................................................................... 6 6.3 市场申报..................................................................................................................................................7 6.3.1 缺省参数.....................................................................................................................................7 6.3.2 调频意愿.....................................................................................................................................7 6.3.3 调频里程价格............................................................................................................................8 6.3.4 调频容量.....................................................................................................................................8 6.3.5 新型经营主体物理参数.........................................................................................................9 6.4 日前出清..................................................................................................................................................9 6.4.1 排序价格计算............................................................................................................................9 6.4.2 调频市场出清......................................................................................................................... 10 6.4.3 新型经营主体出清方式.......................................................................................................11 6.5 实时出清................................................................................................................................................11 6.5.1 排序价格计算......................................................................................................................... 11 6.5.2 调频市场出清......................................................................................................................... 12 6.5.3 新型经营主体出清方式.......................................................................................................14 6.6 调频调用................................................................................................................................................14 6.6.1 下调频调用..............................................................................................................................14 6.6.2 上调频调用..............................................................................................................................16 6.7 市场考核................................................................................................................................................16 7 计量与结算........................................................................................................................................................17 7.1 计量依据................................................................................................................................................17 7.2 结算模式................................................................................................................................................17 7.3 调频里程补偿......................................................................................................................................18 7.4 调频费用分摊......................................................................................................................................18 8 市场干预............................................................................................................................................................ 19 9 信息披露............................................................................................................................................................ 20 附件一：市场参数表.........................................................................................................................................21 附件二：调频服务提供者性能系数相关参数计算公式.......................................................................23 第220页,共401页

附件三：调频服务提供者调频性能系数计算场景.................................................................................25 第221页,共401页

总述 为进一步规范吉林电网调频辅助服务运行，建立调频 辅助服务市场化运营新机制，发挥市场在调频资源配置中 的决定性作用，保障吉林电网安全稳定运行，制定本细 则。 适用范围 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。 引用文件 （一）《电力监管条例》（国务院令第432 号） （二）《中共中央国务院关于进一步深化电力体制改 革的若干意见》（中发〔2015〕9 号）及其相关配套文件 （三）《电力辅助服务管理办法》（国能发监管规 〔2021〕61 号） （四）《关于进一步做好电力现货市场建设试点工作 的通知》（发改办体改〔2021〕339 号） （五）《关于加快推进电力现货市场建设工作的通 知》（发改办体改〔2022〕129 号） （六）《关于进一步加快电力现货市场建设工作的通 知》（发改办体改〔2023〕813 号） （七）《关于建立健全电力辅助服务市场价格机制的 通知》（发改价格〔2024〕196 号） 第222页,共401页

（八）《电力辅助服务市场基本规则》（发改能源规 〔2025〕411 号） 名词解释 （一）调频辅助服务：指并网主体通过自动功率控制 技术，包括自动发电控制（AGC ）、自动功率控制 （APC）等，跟踪电力调度机构下达的指令，按照一定调节 速率实时调整发用电功率，以满足电力系统频率、联络线 功率控制要求的服务。 （二）综合调频性能系数（k）：用于衡量并网发电单 元、新型经营主体响应AGC 控制指令的综合性能表现，包 括调节速率k1、调节精度k2 和响应时间k3 三个因子。综合 调频性能系数按次计算，参与现货市场的并网发电单元、 新型经营主体i 第j 次AGC 调节的综合调频性能系数为： 0.15 0.15 0.7 i j i j i j i j k k k k    , , , , 综合调频性能系数最大值暂定为2。 （三）时段综合调频性能系数（ tk ）：用于衡量并网发 电单元、新型经营主体i 第n 个时段（15 分钟）的时段综合 调频性能，计算公式为： = J i j j i n tk J k  , , 式中，J 为并网发电单元、新型经营主体i 在第n 个时 第223页,共401页

段内AGC/APC 调节的次数。 （四）历史综合调频性能系数（ p k ）：电力调度机构 在日前现货市场开市前，以最近48 个调频市场实际调用时 段并网发电单元、新型经营主体的 tk 值计算 p k ，作为运行日 调频市场出清依据，计算公式为： = i n t i n p k k  , （五）调频单元：在调频辅助服务市场中，中标或实 际调用的并网发电单元及新型经营主体。 （六）调频容量需求：指为保持联络线功率及系统频 率稳定，由调频单元所预留的总调频容量需求值，电力调 度机构根据负荷预测、新能源功率预测及实际运行情况等 因素进行确定。 （七）调频里程：指调频单元有效响应AGC/APC 控制 指令的调节出力，单位为兆瓦。分以下三种情况： （1）单指令周期内，若调频单元出力进入目标值调节 死区范围内，则该指令周期的调频里程为调频单元进入调 节死区时刻指令目标值与动作初始值之差的绝对值； （2）单指令周期内，若调频单元出力未进入目标值调 节死区范围内，当指令结束时的出力与指令目标值同向 时，则该指令周期的调频里程为指令结束时出力与动作初 始值之差的绝对值； 第224页,共401页

（3）单指令周期内，若调频单元出力未进入目标值调 节死区范围内，当指令结束时的出力与指令目标值反向 时，则该指令周期的调频里程不予累计。 调频市场经营主体 调频经营主体包括调频服务提供者、调频服务费用分 摊者。 5.1 调频服务提供者 调频服务提供者包括并网发电单元与新型经营主体。 5.1.1 并网发电单元 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（下文简称“竞价燃煤机组”）、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。 5.1.2 新型经营主体 新型经营主体包括： （一）满足市场准入条件的独立储能； （二）满足市场准入条件的虚拟电厂； （三）满足市场准入条件的并网型绿电直连项目（上 网状态）。 第225页,共401页

上述相关主体的定义详见《吉林省现货电能量市场交 易实施细则》。 5.1.3 基本准入条件 调频服务提供者应具备以下基本条件： （一）具备AGC/APC 功能，可靠接收和连续执行调度 机构AGC/APC 系统实时下达的指令，提供符合规定要求的 调频响应，并实时将AGC/APC 设备的运行参数传输到电力 调度机构的主站系统。加装AGC/APC 设备的调频服务提供 者应保证其正常运行，不得擅自退出AGC/APC 功能； 其中，具有能量状态运行约束的新型经营主体应具备 参与调频市场的能量监测与管理系统，能量状态相关参数 需与电网实时交互，并满足相关信息通信要求。 （二）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。 测试期间调频服务提供者应至少48 个时段投入调频模 式，测试结果作为其参与最新周期调频市场的初始性能参 数。历史综合调频性能系数测试值（ i p k ）低于准入值 th p k 的 暂不参与调频市场，相关参数依据市场情况定期调整。 调频服务提供者开展性能测试期间，作为强制中标调 第226页,共401页

频单元，不予支付调频补偿费用。 5.2 调频服务费用分摊者 调频服务费用分摊者包括用电侧主体和未参与电能量 市场交易的发电侧主体。 交易组织 6.1 组织方式 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、并网型绿电直连项目（上网状 态）应当参与调频市场报价；独立储能、虚拟电厂按日自 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。 6.2 调频日前信息披露 D-1 日08:45 前，市场运营机构发布运行日调频市场信 息。 （一）调频需求，即电力调度机构根据电网运行情况 确定的D 日调频市场出清容量需求（公开信息）； （二）调频服务提供者相应的历史综合调频性能系数 （ i p k ）、标准调频容量申报上下限（私有信息）； 第227页,共401页

（三）运行日历史综合调频性能系数高于准入值的调 频服务提供者（公开信息）；低于准入值的调频服务提供 者暂不参与D 日的调频市场报价与出清。 条件具备时，电力调度机构组织开展调频市场分时段 交易并发布时段划分信息与各时段调频需求。 6.3 市场申报 6.3.1 缺省参数 调频市场开市前，应设置调频服务提供者调频容量、 调频里程报价缺省值，对于参与调频市场但迟报、漏报或 不报相关信息的调频服务提供者均采用缺省值作为申报信 息。 独立储能、虚拟电厂需向电力调度机构提供参与调频 市场的缺省物理参数，经电力调度机构审核批准后生效。 如需变更，需通过运行参数变更管理流程进行更改。 独立储能参与调频市场的缺省参数包括但不限于：额 定功率、额定功率充放电持续响应时间、充放电效率、日 充放电转换次数、缺省标准调频容量。 虚拟电厂参与调频市场的缺省参数包括但不限于：基 础调节容量、最大爬坡率、调节时长约束特性参数、各时 段区间调频类资源测试调节容量、各时段区间调频类资源 测试持续响应时间、调频类资源及其相应物理运行参数。 6.3.2 调频意愿 第228页,共401页

D-1 日09:45 前，计划参与调频市场的独立储能、虚拟 电厂需申报调频意愿，若迟报、漏报或不报，则认定相关 主体不参与调频市场。 6.3.3 调频里程价格 D-1 日09:45 前，参与调频市场的调频服务提供者在 上、下限范围（R4）申报D 日全天的调频里程价格（元/兆 瓦），最小单位是0.1 元/兆瓦。 6.3.4 调频容量 D-1 日09:45 前，参与调频市场的调频服务提供者基于 调频容量限值申报标准调频容量： （一）竞价燃煤机组标准调频容量申报下限值＝额定 有功功率×g1；申报上限值为额定有功功率×g2； 为防止调频造成系统潮流分布大幅变化影响系统稳定 运行，规定单个电厂的所有中标发电单元调频容量之和不 超过该时段调频容量需求值×G1； （二）独立储能标准调频容量申报上限值为额定功率 ×g3； （三）虚拟电厂标准调频容量申报上限值＝日调节容 量×g4； 独立储能、虚拟电厂总中标调频容量不超过该时段调 频容量需求值×G2； （四）新能源场站标准调频容量申报上限值为额定装 第229页,共401页

机容量×g5。 （五）并网型绿电直连项目（上网状态）标准调频容 量申报上限值为发电容量×g5。 6.3.5 新型经营主体物理参数 D-1 日09:45 前，独立储能、虚拟电厂申报调频意愿的 同时，应申报相关物理参数： 独立储能需申报： 最大、最小允许荷电状态，单位为%，即依据最大、最 小充放电功率申报的调频市场优化存储电量极限；若迟 报、漏报或不报，最大、最小允许荷电状态默认为100%和 零。 虚拟电厂需申报： （一）调频时段：即参与调频市场的时段，单组连续 参与调频市场的时长不低于准入值 th vpp RT 、 th al RT ，若迟报、 漏报或不报，则按照测试调频时段确定。 （二）日最小用电容量、日最大用电容量、日最小发 电容量、日最大发电容量相关参数按照其在现货市场申报 值确定。 6.4 日前出清 6.4.1 排序价格计算 （一）调频性能归一化 调频服务提供者出清前需要进行调频性能归一化。归 第230页,共401页

一化公式为：   i p i Avr K k k    式中： i K 为调频服务提供者i 归一化后的历史综合调频性能系 数；   Avr k 为当前调频序列各调频服务提供者的历史综合调 频性能系数 i p k 的算术平均值； 为调频市场性能排序因子。 （二）报价调整 调频服务提供者i 的调频里程排序价格为： i i i P C K  式中： Ci为调频服务提供者i 申报的调频里程价格。 6.4.2 调频市场出清 （一）电力调度机构在满足安全校核的前提下，排除 AGC/APC 装置异常、试验、因系统安全约束固定出力、启 停机过程中等情况下的调频服务提供者后，以15 分钟为周 期开展调频市场日前预出清，确定调频市场日前预出清中 标单元及其中标调频容量，并相应调整中标竞价燃煤机组 的出清出力范围参与日前现货市场。 第231页,共401页

（二）电力调度机构按照调频服务提供者调频里程排 序价格由低到高进行排序，直至满足调频市场需求。当排 序价格相同时，历史综合调频性能系数 p k 大的调频服务提 供者优先中标；当排序价格与历史综合调频性能系数 p k 均 相同时，标准调频容量大的调频服务提供者优先中标。 （三）电力调度机构在调频市场、日前现货市场正式 出清后开展安全校核。若因安全校核后导致调频市场中标 单元移出当前序列或市场运行边界条件发生重大变化的， 调频市场按照出清需求与更新后的排序价格序列进行重新 出清。 6.4.3 新型经营主体出清方式 （一）独立储能 现货市场运行期间，申报参与调频市场的独立储能日 前现货市场按零出清充放电功率。 （二）虚拟电厂 日前，虚拟电厂依据最大、最小发电/用电容量或电力 调度机构设定的出力/负荷上、下限确定日前现货市场的出 清出力范围。 6.5 实时出清 6.5.1 排序价格计算 （一）调频性能归一化 调频服务提供者出清前需要进行调频性能归一化，其 第232页,共401页

中新能源场站、并网型绿电直连项目（上网状态）单独形 成归一化序列（下文简称“新能源调频序列”）。归一化 公式为：   i p i Avr K k k    式中： i K 为调频服务提供者i 归一化后的历史综合调频性能系 数；   Avr k 为当前调频序列各调频服务提供者的历史综合调 频性能系数 i p k 的算术平均值； 为调频市场性能排序因子。 （二）报价调整 调频服务提供者i 的调频里程排序价格为： i i i P C K  式中： Ci为调频服务提供者i 申报的调频里程价格。 6.5.2 调频市场出清 （一）电力调度机构在满足安全校核的前提下，排除 AGC/APC 装置异常、试验、因系统安全约束固定出力、启 停机过程中等情况下的调频服务提供者后，以15 分钟为周 期开展调频市场滚动出清，确定调频市场中标单元及其滚 第233页,共401页

动中标调频容量，并相应调整中标竞价燃煤机组的出清出 力范围参与实时现货市场。 当前一时段实时现货市场滚动出清结果中T 时刻全网 竞价燃煤机组出清结果与最小发电能力的差值（下文简称 “火电负备用”）等于调频中标容量，且新能源、并网型 绿电直连项目（上网状态）未完全消纳时，在未完全消纳 的场站范围内启动新能源调频序列出清。 （二）电力调度机构按照调频服务提供者调频里程排 序价格由低到高进行排序，直至满足调频市场需求。当排 序价格相同时，历史综合调频性能系数 p k 大的调频服务提 供者优先中标；当排序价格与历史综合调频性能系数 p k 均 相同时，标准调频容量大的调频服务提供者优先中标。 最后一个中标的调频服务提供者排序价格为当前时段 调频市场出清价格；调频市场出清价格上限不超过每兆瓦 15 元。若某时段的调频序列标准调频容量之和无法满足调 频需求，电力调度机构按照调频调用的原则组织调频服 务。 （三）电力调度机构在调频市场、实时现货市场正式 出清后开展安全校核。若因安全校核后导致调频市场中标 单元移出当前序列或市场运行边界条件发生重大变化的， 调频市场按照出清需求与更新后的排序价格序列进行重新 出清定价。 第234页,共401页

6.5.3 新型经营主体出清方式 （一）独立储能 D 日，独立储能在日内调频市场中标后，实时现货市场 按零出清充放电功率。运行日时段末目标荷电状态由调频 市场指令实际执行后确定，作为D+1 日初始时刻的荷电状 态。 （二）虚拟电厂 D 日，虚拟电厂的出清出力范围依据最大、最小发电/ 用电容量或电力调度机构设定的出力/负荷上、下限确定实 时现货市场的出清出力范围。 6.6 调频调用 实时各时段当系统需要进行调频时，电力调度机构依 据调频市场出清结果优先调用调频市场中标单元在该时段 进行调频。调频单元依据滚动修正的调频需求，跟踪 AGC/APC 指令提供调频服务。 当实时现货市场正式出清时新能源由于报价导致未完 全消纳，即火电负备用大于调频中标容量时，未完全消纳 的新能源场站、并网型绿电直连项目（上网状态）应严格 执行电力调度机构主站AGC 指令，限制发电出力。 6.6.1 下调频调用 （一）实际下调频调用时，电力调度机构依据调频出 清排序调用竞价燃煤机组、独立储能、虚拟电厂等调频单 第235页,共401页

元；若相应调频单元中标容量用尽后，系统仍存在下调频 需求，电力调度机构在竞价燃煤机组、独立储能、虚拟电 厂剩余负备用空间内按照性能优先的原则开展调用。 （二）在其他调频单元用尽后仍存在下调频需求时， 若新能源调频序列已出清，优先按照新能源调频序列出清 结果，在标准限电功率上下限范围内调用中标新能源场站 及中标并网型绿电直连项目（上网状态）。 标准限电功率上限= p i t P实际, , 标准限电功率下限=   p p p i t i t i t Max P P P  实际, , 调频中标, , 实时, , , 式中： p i t P实际, , 为新能源场站、并网型绿电直连项目（上网状 态）i 在实际调频调用tp时段AGC 初始下调频指令时刻的实 际出力； p i t P调频中标, , 为新能源场站、并网型绿电直连项目（上网 状态）i 在实际调频调用tp 时段对应的调频市场出清中标容 量； p i t P实时, , 为新能源场站、并网型绿电直连项目（上网状 态）i 在实际调频调用tp时段实时现货市场出清出力。 （三）当中标新能源场站、并网型绿电直连项目（上 网状态）在标准限电功率上下限范围内的调频资源用尽或 新能源调频序列未出清时，各新能源场站、并网型绿电直 第236页,共401页

连项目（上网状态）按照实时现货市场出清出力的比例分 配调频需求执行至实时现货市场出清出力；当所有新能源 场站、并网型绿电直连项目（上网状态）下调频至实时现 货市场出清出力后以同原则执行剩余调频需求。 6.6.2 上调频调用 （一）实际运行过程中，若存在新能源场站、并网型 绿电直连项目（上网状态）实际出力低于实时现货市场出 清出力时，相应新能源场站、并网型绿电直连项目（上网 状态）按照实时现货市场出清出力的比例分配调频需求执 行至实时现货市场出清出力。 （二）所有新能源场站、并网型绿电直连项目（上网 状态）上调频至实时现货市场出清出力后，若新能源调频 序列已出清，优先按照新能源调频序列出清结果，在中标 调频容量范围内调用中标新能源场站及并网型绿电直连项 目（上网状态）。 （三）当新能源、并网型绿电直连项目（上网状态） 中标调频容量用尽后或新能源调频序列未出清时，各新能 源场站、并网型绿电直连项目（上网状态）按照实时现货 市场出清出力的比例分配剩余调频需求执行至全部恢复； 随后再按照调频市场出清结果调用其他调频单元。 6.7 市场考核 （一）若调频单元i响应第n个被调用时段的实际时段综 第237页,共401页

合调频性能系数 i n tk , 低于合格标准阈值α，取消该时段内调 频里程补偿收益。 （二）调频单元频繁无指令擅自调节或未按照调度指 令频繁退出AGC/APC装置的，经电力调度机构审核后退出 调频市场，需满足基本准入条件后方可批准其重新准入， 并向其他经营主体进行披露。 （三）因电网安全等原因需要，电力调度机构可要求 调频单元退出调频市场。当电网安全等问题缓解后，电力 调度机构可允许相应调频单元重新进入调频市场，并向经 营主体进行披露。 （四）电力调度机构认定其它需退出调频市场的情 况，可令调频单元退出调频市场。 计量与结算 7.1 计量依据 调频市场计量的依据为：电力调度指令、能量管理系 统、智能电网调度控制系统采集的实时数据等。 7.2 结算模式 调频市场运行期间，按照收支平衡原则、以日清月结 的方式结算调频补偿、分摊费用。调频市场结算与当月电 费结算同步完成。 （一）中标的调频单元接受调频调用后，按照该时段 内调频市场序列出清价格计算调频里程补偿。 第238页,共401页

（二）未中标的调频单元接受调频调用后的调频里 程，按照该时段内相应调频市场序列出清价格的一定比例εu 作为结算价格计算调频里程补偿。 7.3 调频里程补偿 某调频单元i 的月度调频里程补偿费用为：   N i n n i n t i n R P S k      , , 里程补偿, 式中： N 为调频单元i 调频市场月度总调用时段数； nP 为调频单元i 第n 个调用时段的调频市场出清价格； 新能源场站、并网型绿电直连项目（上网状态）按照新能 源调频序列出清价格结算； i n S , 为调频单元i 第n 个调用时段的累计调频里程，按 照各时段中标调频容量（标准限电功率上下限）范围内外 分别统计； i n tk , 为调频单元i 第n 个调用时段的实际时段调频性能 指标。 7.4 调频费用分摊 调频市场月度总补偿费用计算公式为： I i i R R   总调频补偿 里程补偿, 调频市场月度总里程补偿费用由用户用电量和未参与 电能量市场交易的上网电量共同分担，按月度上网电量及 第239页,共401页

用电量比例进行分摊。 市场干预 发生以下情况或《吉林省现货电能量市场交易实施细 则》中的异常情况时，市场运营机构应按照“安全第一” 的原则进行干预，并及时向政府主管部门报告。 （一）电力系统或电力现货市场技术支持系统发生故 障、电力现货市场技术支持系统技术升级，导致市场无法 正常进行时； （二）电网出现电力平衡紧张、调频困难、断面约束 矛盾严重等其它必要情况； （三）其他影响电网安全运行的重大突发情况。 调频市场干预的主要手段包括： （一）临时修改调频容量需求； （二）强制调用未在调频市场中标的调频服务提供 者； （三）调整调频服务提供者控制模式； （四）《吉林省现货电能量市场交易实施细则》中说 明的市场干预或市场中止机制； （五）电力调度机构认为有效的其他手段。 当调频单元因断面越限、事故处理等电网运行安全控 制需要无法提供调频辅助服务时，应暂停提供调频辅助服 务，待条件允许后继续提供。 第240页,共401页

信息披露 按照《电力市场信息披露基本规则》（国能发监管 〔2024〕9号）相关要求，市场运营机构披露调频服务提供 者性能计算标准、总标准调频容量及平均价格，调频市场 各时段出清价格与各类型调频服务提供者中标数等信息。 第241页,共401页

附件一：市场参数表 序号 参数 说明 暂定数值 th p k 历史综合调频性能系数准入 值 4 月-10 月： 0.7 11 月至次年3 月：0.6 R4 调频里程报价上下限范围， 单位：元/兆瓦 0-15 元/兆瓦 g1 燃煤机组标准调频容量折算 比例下限，单位：% 8% g2 燃煤机组标准调频容量折算 比例上限，单位：% 13% G1 燃煤电厂总调频容量上限比 例，单位：% 20% g3 独立储能标准调频容量折算 比例，单位：% 100% g4 虚拟电厂标准调频容量折算 比例， 单位：% 10% G2 新型经营主体总调频容量上 限比例，单位：% 20% g5 新能源标准调频容量折算比 10% 第242页,共401页

例，单位：% λ 调频市场性能排序因子 α 时段调频合格标准阈值 0.5 εu 调频未中标单元里程价格折 算系数 50% 第243页,共401页

附件二：调频服务提供者性能系数相关参数计算公式 如下图所示，以一个调节过程为例，具体情况如下： T0时刻以前，调频服务提供者稳定运行在P1附近，T0时 刻AGC/APC下发功率为P2的设点命令，调频服务提供者开 始涨出力，到T1时刻跨出P1的调节死区。至T2时刻，第一次 进入调节死区范围，然后在P2附近小幅振荡，并稳定运行于 P2附近。直至T3时刻，AGC/APC又下发功率为P3的设点命 令，调频服务提供者又开始降出力过程，T4时刻跨出P2的调 节死区，至T5时刻，进入P3的调节死区。 （一）调节速率 调节速率v调节为： T T v P P T T    调节 式中： 第244页,共401页

TP 2 为调频服务提供者进入调节死区时刻的出力； TP 1 为调频服务提供者出响应死区时刻出力； T2为调频服务提供者进入调节死区时刻； T1为调频服务提供者出响应死区时刻。 （二）响应时间 响应时间T响应为： T T T   响应 T0为指令下发时刻。 （三）调节量精度 如果进入调节死区，每个指令调节量精度的统计从出 力进入调节死区开始，直至下一条指令下发为止。 调节量精度P 为：   T T T t P P P T T       实际 采集 式中： T 为当前计算时刻； P实际为调频服务提供者T 时刻实际出力； t采集为现场数据的采集周期，暂定为1 秒。 第245页,共401页

附件三：调频服务提供者调频性能系数计算场景 如下图所示，以一个调节过程为例，具体情况如下： 调频里程S、k1、k2、k3计算方法如下： 调频里程S 为调频服务提供者进入调节死区时刻出力 值与动作初始值之差的绝对值： T S P P   调节速率指标因子k1的计算方法为： v v k   标准调节 调节 当前阶段，各类型调频服务提供者的标准调节速率 v标准调节参考东北区域“两个细则”中调节速率参数设置， 暂定为1%倍额定容量/分钟。 若k1计算结果小于0或v调节小于0，则k1取为0；后续随 电网实际运行情况进行调整。 第246页,共401页

调节精度指标因子k2的计算方法为： P k Cap      式中： Cap为并网发电单元额定有功功率、独立储能额定容 量，虚拟电厂为缺省最大发电容量/用电负荷。 为调节允许偏差系数。 当前阶段，各类型调频服务提供者的调节允许偏差系 数参照东北区域“两个细则”中调节精度参数设置，暂 定为±2%倍额定容量。 若k2计算结果小于0，则取为0，后续随电网实际运行 情况进行调整。 响应时间指标因子k3的计算方法为： T k T   响应 标准响应 当前阶段，各类型调频服务提供者的标准响应T标准响应 时间参照东北区域“两个细则”中调标准响应时间参数设 置，暂定为60s。 若k3计算结果小于0，则取为0，后续随电网实际运行 情况进行调整。 第247页,共401页

吉林省电力市场结算实施细则 （试行4.1 版） 第248页,共401页

目录 1 总述.......................................................................................................................................................................1 2 适用范围..............................................................................................................................................................1 3 引用文件..............................................................................................................................................................1 4 名词解释..............................................................................................................................................................2 5 市场成员结算权利与义务.............................................................................................................................4 5.1 市场经营主体的权利和义务............................................................................................................4 5.2 电力交易机构的权利和义务............................................................................................................5 5.3 电力调度机构的权利和义务............................................................................................................6 5.4 电网企业的权利和义务.....................................................................................................................6 6 结算原则..............................................................................................................................................................7 6.1 结算模式.................................................................................................................................................7 6.1.1 电力批发市场...........................................................................................................................7 6.1.2 电力零售市场........................................................................................................................10 6.2 结算周期.............................................................................................................................................. 10 6.3 结算时段.............................................................................................................................................. 10 6.4 结算电量.............................................................................................................................................. 10 6.5 结算数据准确性................................................................................................................................ 10 6.6 结算依据与电费账单问询..............................................................................................................11 7 结算流程...........................................................................................................................................................11 7.1 结算基础数据.....................................................................................................................................11 7.2 日清分...................................................................................................................................................11 7.3 月结算...................................................................................................................................................13 8 电能量电费.......................................................................................................................................................14 8.1 发电企业电能量电费.......................................................................................................................14 8.1.1 省间中长期合约电费..........................................................................................................15 8.1.2 省间现货市场电能量电费.................................................................................................15 8.1.3 互济交易电能量电费..........................................................................................................17 8.1.4 省间应急调度送出费用......................................................................................................18 8.1.5 省内中长期合约电费..........................................................................................................18 8.1.6 省内实时市场偏差电能量电费........................................................................................20 8.1.7 发电企业调平费用...............................................................................................................20 8.2 批发用户、售电公司电能量电费................................................................................................20 8.2.1 省间中长期合约电费..........................................................................................................21 8.2.2 省间现货市场电能量电费.................................................................................................22 8.2.3 互济交易电能量电费..........................................................................................................22 8.2.4 省内中长期合约电费..........................................................................................................23 8.2.5 省内实时市场偏差电能量电费........................................................................................24 8.2.6 批发用户、售电公司调平费用........................................................................................24 8.3 电网企业代理购电用户电能量电费...........................................................................................25 第249页,共401页

8.3.1 电网企业代理工商业用户电能量电费...........................................................................25 8.3.2 电网企业居民农业（含线损）省内市场化电能量电费.........................................27 8.4 独立储能（放）电能量电费.........................................................................................................30 8.4.1 省间中长期放电合约电费.................................................................................................30 8.4.2 省内中长期放电合约电费.................................................................................................31 8.4.3 省内实时市场放电偏差电能量电费..............................................................................32 8.4.4 独立储能调平费用...............................................................................................................33 8.5 独立储能（充）电能量电费.........................................................................................................33 8.5.1 省间中长期充电合约电费.................................................................................................34 8.5.2 省内中长期充电合约电费.................................................................................................34 8.5.3 省内实时市场充电偏差电能量电费..............................................................................35 8.5.4 独立储能（充）调平费用.................................................................................................35 8.6 虚拟电厂（电源型）电能量电费................................................................................................36 8.6.1 省间中长期合约电费..........................................................................................................36 8.6.2 省内中长期合约电费..........................................................................................................37 8.6.3 省内实时市场偏差电能量电费........................................................................................38 8.6.4 虚拟电厂（电源型）调平费用........................................................................................38 8.7 虚拟电厂（负荷型）电能量电费................................................................................................39 8.7.1 省间中长期合约电费..........................................................................................................39 8.7.2 省内中长期合约电费..........................................................................................................40 8.7.3 省内实时市场偏差电能量电费........................................................................................41 8.7.4 虚拟电厂（负荷型）调平费用........................................................................................41 8.8 虚拟电厂（混合型）电能量电费................................................................................................41 8.9 并网型绿电直连项目（上网状态）电能量电费....................................................................42 8.9.1 省间中长期合约电费..........................................................................................................42 8.9.2 省内中长期合约电费..........................................................................................................43 8.9.3 省内实时市场偏差电能量电费........................................................................................44 8.9.4 并网型绿电直连项目（上网状态）调平费用............................................................45 8.10 并网型绿电直连项目（下网状态）电能量电费................................................................. 45 8.10.1 省间中长期合约电费........................................................................................................46 8.10.2 省内中长期合约电费........................................................................................................46 8.10.3 省内实时市场偏差电能量电费.....................................................................................47 8.10.4 并网型绿电直连项目（下网状态）调平费用.........................................................48 9 市场运营相关结算科目...............................................................................................................................48 9.1 成本补偿费用.....................................................................................................................................48 9.1.1 启动补偿费用........................................................................................................................48 9.1.2 必开机组补偿费用...............................................................................................................50 9.1.3 特殊机组补偿费用...............................................................................................................51 9.2 市场平衡费用.....................................................................................................................................52 9.2.1 结构平衡费用........................................................................................................................53 9.2.2 省间应急购电损益电费......................................................................................................54 9.2.3 省间中长期购电滚撮损益电费........................................................................................55 9.2.4 电力互济市场购电损益电费............................................................................................56 9.2.5 波动偏差费用........................................................................................................................57 第250页,共401页

9.2.6 责任考核偏差费用...............................................................................................................58 9.3 偏差调节费用.....................................................................................................................................61 9.3.1 运行考核与获利回收费用.................................................................................................61 9.3.2 中长期偏差考核费用..........................................................................................................62 10 其他费用.........................................................................................................................................................69 10.1 绿色电力交易结算费用................................................................................................................69 10.2 “两个细则”费用......................................................................................................................... 70 10.3 辅助服务（调频）费用................................................................................................................70 10.4 容量费用............................................................................................................................................71 11 总电费计算.................................................................................................................................................... 71 11.1 发电企业月度总电费.....................................................................................................................71 11.2 批发用户月度总电费.....................................................................................................................72 11.3 零售用户总电费.............................................................................................................................. 73 11.4 代理购电工商业用户总电费.......................................................................................................74 11.5 售电公司总电费.............................................................................................................................. 74 11.6 独立储能总电费.............................................................................................................................. 75 11.7 虚拟电厂总电费.............................................................................................................................. 75 11.8 并网型绿电直连项目总电费.......................................................................................................76 12 追退补和清算................................................................................................................................................78 12.1 政策性退补....................................................................................................................................... 78 12.2 非政策性退补...................................................................................................................................78 12.3 用电变更追退补管理.....................................................................................................................79 12.4 其他原因追退补管理.....................................................................................................................80 13 收付款管理....................................................................................................................................................80 14 其他结算事项................................................................................................................................................80 14.1 市场中止与管制..............................................................................................................................80 14.2 违约处理原则...................................................................................................................................81 附件一：市场参数表.........................................................................................................................................82 第251页,共401页

总述 为指导、规范、明确吉林电力市场电费结算相关工作开 展，维护电力交易各方合法权益和社会公众利益，构建安全、 合理、高效的市场体系，制定本细则。 适用范围 本实施细则适用于吉林省电力市场电费结算工作，包括 批发市场和零售市场。 引用文件 （一）《中共中央国务院关于进一步深化电力体制改 革的若干意见》（中发〔2015〕9 号）及其配套文件 （二）《关于开展电力现货市场建设试点工作的通知》 （发改办能源〔2017〕1453 号） （三）《关于进一步做好电力现货市场建设试点工作 的通知》（发改办体改〔2021〕339 号） （四）《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改 革的通知》（发改价格〔2021〕1439 号） （五）《关于组织开展电网企业代理购电工作有关事 项的通知》（发改办价格〔2021〕809 号） （六）《关于加快推进电力现货市场建设工作的通知》 （发改办体改〔2022〕129 号） （七）《关于进一步做好电网企业代理购电工作的通 知》（发改办价格〔2022〕1047 号） 第252页,共401页

（八）《电力现货市场基本规则（试行）》（发改能源 规〔2023〕1217 号） （九）《国家发展改革委国家能源局关于深化新能源 上网电价市场化改革促进新能源高质量发展的通知》（发改 价格〔2025〕136 号） （十）《电力市场计量结算基本规则》（发改能源规 〔2025〕976 号） （十一）《电力中长期市场基本规则》（发改能源规 〔2025〕1656 号） 名词解释 （一）直接参与市场交易用户：直接参与批发市场的电 力用户，称为批发用户；在零售平台与售电公司签订零售合 同，向售电公司购电的电力用户，称为零售用户。 （二）电网代理购电用户：指未直接参与市场交易，暂 由电网企业通过市场化方式代理购电的工商业用户和居民、 农业用户。 （三）发电企业：指参与现货市场的燃煤机组、新能源 场站（含集中式、分布式、分散式及光热电站）和生物质垃 圾场站。 （四）发电侧：指发电企业、虚拟电厂（电源型）、独 立储能（放）、并网型绿电直连项目（上网状态）。 第253页,共401页

（五）用户侧：指批发用户、售电公司、代理购电工商 业用户。 （六）用电侧：指用户侧、虚拟电厂（负荷型）、独立 储能（充）、并网型绿电直连项目（下网状态）。 （七）节点边际电价（下文简称“节点电价”）：吉林省 节点电价指吉林电网220 千伏及以上电压等级母线的现货 出清电价。 （八）分时节点电价：指将节点电价按照结算时段折算 出用于结算的电价，即1 小时内每15 分钟节点电价的算术 平均值。当发电侧主体存在多个母线节点时，其分时节点电 价根据该主体所在多个母线节点算术平均电价确定。 （九）实时统一结算点电价：指发电侧分时节点电价加 权平均值。实时统一结算点电价由相应发电企业、虚拟电厂 （电源型）、独立储能（放）、并网型绿电直连项目（上网 状态）实时市场分时节点电价及实际上网（计量）电量加权 平均计算。 （十）电能量电费：发电侧以及用电侧在现货市场和中 长期交易市场中以电能量为交易标的物的电费。 （十一）市场运营相关结算科目费用（下文简称“市场 运营费用”）：包括成本补偿费用、市场平衡费用、偏差调 节费用。 第254页,共401页

（十二）成本补偿费用：在电力市场中针对机组启动成 本、运行成本等项目进行的补偿费用。 （十三）市场平衡费用：指在市场运行过程中，由于因 省间外送、省内优发等非市场电源，省间外购、省内优购等 非市场用户导致“计划和市场”双轨并行以及发电侧、用电 侧采用不同节点电价计算造成的发电侧、用电侧应收费用和 应付费用不一致形成的差额资金。包括结构平衡费用、省间 应急购电损益电费、省间中长期购电滚撮损益电费、电力互 济市场购电损益电费、波动偏差费用以及责任考核偏差费 用。 （十四）偏差调节费用：基于经营主体在电力市场中因 运行允许偏差、交易约束而用于调节市场相关结算平衡性设 置的考核费用或准许外超额收益回收费用。 （十五）机制电量：纳入新能源可持续发展价格结算机 制的电量。 （十六）机制电价：纳入新能源可持续发展价格结算机 制电量的电价水平。 市场成员结算权利与义务 5.1 市场经营主体的权利和义务 （一）按照市场规则参与电力市场，签订和履行电力交 易合同、购售电合同、供用电合同或电费结算协议等合同或 协议； 第255页,共401页

（二）依法依规披露和提供支撑电力市场结算以及市 场服务所需的相关数据； （三）获取、查看结算依据及电费账单，按规定时间核 对并确认其准确性和完整性； （四）负责向电网企业提供用于资金收付的银行账户， 按规定向电网企业支付或收取款项，完成电费收付； （五）配合电网企业做好自身相关关口计量装置的改 造、验收、现场检查、故障处理等工作； （六）拥有配电网运营权的售电公司根据《售电公司管 理办法》等规定开展电费结算； （七）售电公司根据用户授权掌握其历史用电信息，可 在电力交易机构或电网企业平台进行数据查询和下载； （八）按规定向电力交易机构提交履约保函、保证金或 其他结算担保品等； （九）法律法规、政策文件规定的其他权利与义务。 5.2 电力交易机构的权利和义务 （一）负责汇总结算基础数据； （二）负责编制结算依据，并保证结算依据的准确性、 完整性和及时性； （三）负责通过电力交易平台向市场经营主体、电网企 业出具结算依据，提供结算相关服务； 第256页,共401页

（四）组织协调结算依据有关问题，参与协调电费结算 有关问题； （五）按照数据管理有关规定，对市场经营主体计量结 算的信息和数据进行管理； （六）负责编制与发布结算依据所需信息系统的建设、 管理维护； （七）组织开展市场经营主体结算风险评估； （八）法律法规、政策文件规定的其他权利与义务。 5.3 电力调度机构的权利和义务 （一）依法依规披露和提供信息，负责提供支撑结算所 需的相关基础数据，确保交互数据的准确性、完整性和及时 性； （二）负责按时向电力交易机构提供电力辅助服务市 场费用计算结果； （三）负责结算所需的调度数据采集管理信息系统的 建设、管理、维护； （四）按照数据管理有关规定，对市场经营主体计量结 算的信息和数据进行管理； （五）组织协调电力辅助服务市场计量结算有关问题， 参与协调结算依据、电费结算有关问题； （六）法律法规、政策文件规定的其他权利与义务。 5.4 电网企业的权利和义务 第257页,共401页

（一）依法依规披露和提供支撑结算所需的相关基础 数据，确保交互数据的准确性、完整性和及时性； （二）负责根据电力交易机构推送的结算依据，开展电 费结算，按期向市场经营主体出具电费账单，提供电费账单 查询等服务； （三）负责根据电费账单按时完成电费收付，并向发生 付款违约的市场经营主体催缴欠款。对于逾期仍未全额付款 的市场经营主体，按规定向电力交易机构提出履约保函、保 证金或其他结算担保品的使用申请； （四）负责电费结算相关信息系统的建设、管理、维护， 根据用户授权向市场经营主体提供电能数据查询服务，并将 电能数据推送电力交易平台； （五）组织协调电能计量和电费结算有关问题，参与协 调结算依据有关问题； （六）法律法规、政策文件规定的其他权利与义务。 结算原则 6.1 结算模式 6.1.1 电力批发市场 6.1.1.1中长期市场结算 中长期合约电量按照中长期合约价格结算，并结算所在 节点与中长期结算参考点的现货价格差值。各经营主体的中 长期合约结算参考点电价为实时统一结算点电价。 第258页,共401页

6.1.1.2现货市场结算 （一）发电企业 集中式新能源场站、燃煤机组、通过“报量报价”方式 参与现货市场的分布式新能源、通过“报量不报价”方式参 与现货市场的光热电站和生物质垃圾发电机组，实际上网电量 与省间及省内中长期净合约电量、省间现货交易结算电量、 东北电力互济交易结算电量、应急调度电量的偏差电量，按 照实时市场分时节点电价结算。“不报量不报价”参与现货 市场的机组，按照省内实时市场统一结算点电价结算（处于 过渡阶段的暂未参与现货市场的市场化机组偏差电量取省 内实时市场统一结算点电价结算）。 作为价格接受者参与现货市场的分布式新能源，按照市 场交易均价结算，其中，市场交易均价按照月度发电侧实时 市场同类项目加权平均价确定。 不参与现货市场的生物质垃圾、水电等非市场化机组按 照政府定价或有关电价政策全额结算。 新建（包括扩建、改建）发电机组和独立新型储能在调 试运行期，若未参与市场交易，其实际上网电量按照《关于 东北区域发电机组进入及退出商业运营有关事项的通知》执 行，若参与市场交易，按照统一市场规则结算。 （二）批发市场用户 批发用户和售电公司，实际用电量与省间及省内中长期 第259页,共401页

净合约电量、省间现货交易结算电量、东北电力互济交易结 算电量的偏差电量，按照省内实时统一结算点电价结算。 电网企业代理工商业用户实际用电量与中长期净合约 电量的偏差电量，按照省内实时统一结算点电价结算。 （三）独立储能 独立储能充（放）电量与省间及省内中长期净合约电量 的偏差电量，均按照实时市场分时节点电价进行结算。 独立储能暂不参与除执行偏差获利回收费用以外的市 场运营相关结算科目的回收和分摊（返还），后续执行情况 以国家有关政策为准。 （四）虚拟电厂 虚拟电厂（电源型）实际上网电量与中长期净合约电量 的偏差电量，按照省内实时市场分时节点电价结算。 虚拟电厂（负荷型）实际用电量与中长期净合约电量的 偏差电量，按照省内实时统一结算点电价结算。 （五）并网型绿电直连项目 并网型绿电直连项目（上网状态）实际上网电量与中长 期净合约电量的偏差电量，按照省内实时市场分时节点电价 结算。 并网型绿电直连项目（下网状态）实际用电量与中长期 净合约电量的偏差电量，按照省内实时统一结算点电价结 算。 第260页,共401页

6.1.2 电力零售市场 零售市场结算依据售电公司与零售用户签订的零售合 同执行、虚拟电厂与聚合资源按照签订的零售合同结算，详 见《吉林省电力零售市场管理实施细则V4.1》。 6.2 结算周期 （一）电力批发市场按照“日清月结”的模式开展结算。 按日进行市场化交易结果清分，生成日清分结算依据；按月 进行市场化交易电费结算，生成月结算依据，并向经营主体 发布。 （二）电力零售市场根据零售合同以月度为周期结算， 生成月结算依据，并向经营主体发布。 6.3 结算时段 以1小时为一个结算时段，其中独立储能以15分钟为一 个结算时段，后期适时推动其他经营主体以15分钟为一个结 算时段开展结算。 6.4 结算电量 电网企业提供经营主体各时段上网（放）、用（充）电 量，作为结算电量。 6.5 结算数据准确性 市场经营主体和电网企业应保障档案数据的准确性、完 整性和及时性，并在规定时间内通过电力交易平台完成更 第261页,共401页

新、提交，未及时更新、提交的，电力交易机构以电力交易 平台既有数据形成结算依据。 6.6 结算依据与电费账单问询 结算依据或电费账单发布后，如市场经营主体存在异 议，可在15个工作日内分别向电力交易机构、电网企业提出 结算问询。电力交易机构、电网企业在收到问询后，5个工 作日内确认和评估问询是否属实，经核查属实的，在满足结 算条件的下一结算周期进行追退补或清算。 结算流程 7.1 结算基础数据 结算基础数据包括市场经营主体档案数据、交易合同数 据、电能量市场出清及调度执行数据、辅助服务市场费用计 算结果、调试及商业运行时间、关口设置及电能计量数据、 市场规则、电价政策文件，以及其他需吉林省电力交易机构 合并出具结算依据的数据等。结算环节不得改变结算基础数 据。 7.2 日清分 （一）D+1 日，电力交易机构获取并汇总D 日的有关 交易数据及交易结果，并在计量数据完备后，计算实时市场 统一结算点电价。分时计量数据采集失败时，由电网企业提 供电量拟合数据用于市场结算。汇总内容具体包括：跨区跨 省、省内等各类中长期交易电量合约曲线数据；省间日前及 第262页,共401页

日内现货市场每小时的出清电力和结算电价；省间互济市场 每小时的出清电力和结算电价；应急调度执行结果；省内实 时现货市场每小时的出清电力和出清电价；发电侧上网电 量、用电侧用电量数据等。当计量装置数据缺失、错误或不 可用时，电网企业或电力调度机构应及时完成消缺、补采， 重新提供电力交易机构。在规定时间内无法完成时，由电网 企业提供电量拟合数据用于市场结算。 （二）D+2 日，电力交易平台发布D 日各时段实时市 场统一结算点电价、计量采集数据等，经营主体需登录电力 交易平台进行核对、确认。若有异议，可在D+3 日12:00 前通过电力交易平台反馈，由电力交易平台将经营主体反馈 的异议推送至电网企业。在规定时间内未确认或无反馈的视 同确认无异议。 （三）D+4 日，电网企业向经营主体反馈核实后的有关 异议的处理意见和结果，并将修正后的D 日分时电量推送 至电力交易平台。 （四）D+5 日，电力交易平台开展D 日结算清分工作， 经审核后发布D 日日清分预账单，具体包括：各经营主体D 日每小时不同交易类型的结算电量、电价及电费。 （五）D+6 日17:00 前，经营主体登录电力交易平台对 日清分预账单中的结算电量、电价及电费等进行核对、确认， 第263页,共401页

并在通过电力交易平台反馈异议，逾期未确认或无反馈的视 同确认无异议。 （六）待省间交易正式执行结果下发后，电力交易平台 重新发布日清分预账单，经营主体应按要求登录电力交易平 台核对、确认，在一天内未确认或无反馈的视同确认无异议， 电力交易平台发布其日清分正式结算依据。 7.3 月结算 （一）M+1 工作日，电网企业将上月及历史月份有变 化的经营主体计量采集等数据推送至电力交易平台。当计量 装置数据缺失、错误或不可用时，电网企业、电力调度机构 应及时开展消缺、补采或根据规则补全计量数据重新提供至 电力交易机构。电力交易机构在满足结算条件的下一结算周 期进行结算、追退补。 （二）M+3 工作日，电力调度机构将电力辅助服务相 关费用推送至电力交易平台。 （三）M+5 工作日，电力交易平台按照电网企业提供 的计量采集数据等信息，开展上月月度结算工作并发布预结 算结果，经营主体和相关电网企业登录电力交易平台核对、 确认，并于M+6 工作日前通过电力交易平台完成核对、异 议反馈（若有）和确认，逾期视为已确认。 （四）M+7 工作日前，电网企业对电力交易平台汇总 的经营主体的意见进行核实并通过电力交易平台向经营主 第264页,共401页

体反馈处理意见和结果，同时将修正后的数据推送至电力交 易平台。 （五）M+8 工作日，电力交易平台对需要修改的经营 主体月度结算结果重新清分计算，并发布月度正式结算依 据；经营主体需按要求登录电力交易平台核对、确认。因异 议处理无法按时达成一致的，纳入下一结算周期进行结算、 追退补或清算，异议处理不得影响无争议部分的电费结算。 电能量电费 8.1 发电企业电能量电费 计算公式如下： i i i i i i i i R R R R R R R R        , , , 互济交易, 省间应急调度送 电能 省间合约 省间现货 省内合约 实 出 时偏差 调平 , , 发电 , , 式中： i R电能, 为发电企业i月度电能量电费； i R省间合约, 为发电企业i月度省间中长期合约电费； i R省间现货, 为发电企业i月度省间现货市场电能量电费； i R互济交易, 为发电企业i月度东北电力互济交易电能量电 费； i R省间应急调度送出, 为发电企业i月度省间应急调度送出费用； i R省内合约, 为发电企业i月度省内中长期合约电费； i R实时偏差, 为发电企业i月度省内实时偏差电能量电费； i R调平发电, 为发电企业i月度调平费用。 第265页,共401页

8.1.1 省间中长期合约电费 发电企业省间中长期净合约电量与对应的合约电价及 未依据实时现货市场分时节点电价结算的省间中长期净合 约交易电量的价差费用计算省间中长期合约电费，计算公式 如下：     D i i h i h d h D i h h i h d h R Q P Q LMP LMP            省间合约 省间合约 省间合约 省内 合 , , , , , , , , 省 约 实时 实时统 间 , , 一 式中： i R省间合约, 为发电企业i月度省间中长期合约电费； i h Q 间合 , 省 , 约 为发电企业i在每日h小时的省间中长期净合 约电量； i h P 间合 , 省 , 约 为发电企业i在每日h小时省间中长期净合约 价格。 i h LMP省内 时, , 实 为发电企业i 在每日h 小时省内实时市场 节点电价。 h LMP实 统一, 时 为每日h 小时省内实时市场统一结算点电 价。 8.1.2 省间现货市场电能量电费 省间现货市场电能量结算电量与对应的现货结算电价 及未依据实时现货市场分时节点电价结算的省间现货交易 第266页,共401页

电量的价差费用计算省间日前市场电能量电费及省间日内 市场电能量电费，计算公式如下：         D i h i h i d h D i h i h d h D i h i h d h i h h R Q P Q P Q Q LMP LMP                省间日前 省间日前 , , , , 省间现货, , , 省 时 , , 间 日 , 省间日前, , 省间日内 日内 省间 内 省内实 实 , 统一, 时 , , 式中： i R省间现货, 为发电企业i月度省间日前现货电费； i h Q 间日 , 省 , 前 为发电企业i每日h小时省间日前现货结算电 量； i h P 间日 , 省 , 前 为发电企业i每日h小时省间日前现货结算电 价； i h Q 间日 , 省 , 内 为发电企业i在每日h小时的省间日内现货结 算电量； i h P 间日 , 省 , 内 为发电企业i在每日h小时省间日内现货结算 电价； i h LMP省内 时, , 实 为发电企业i 在每日h 小时省内实时市场 节点电价； h LMP实 统一, 时 为每日h 小时省内实时市场统一结算点电 价。 第267页,共401页

8.1.3 互济交易电能量电费 根据发电企业东北电力互济交易结算电量与互济交易 成交电价及未依据实时现货市场分时节点电价结算的省间 互济交易电量的价差费用计算互济日前交易电能量电费以 及互济日内交易电能量电费，计算公式如下：     D i h i h i d h D i h i h d h D i h i h d h i h h R Q P Q P Q Q LMP LMP                        互济日前, , 互济日前, , 互济交易, 互济日内, , 互济日内, , 互济日前, , 互济 , 省内实时 实 内 时统一 日 , , , , 式中： i h Q互济日前, , 为发电企业i 在h 小时的东北电力日前互济交 易结算电量； i h P互济日前, , 为发电企业i 在h 小时的东北电力日前互济交 易成交电价； i h Q互济日内, , 为发电企业i 在h 小时的东北电力日内互济交 易结算电量； i h P互济日内, , 为发电企业i 在h 小时的东北电力日内互济交 易成交电价； i h LMP省内 时, , 实 为发电企业i 在每日h 小时省内实时市场 节点电价； 第268页,共401页

h LMP实 统一, 时 为每日h 小时省内实时市场统一结算点电 价。 8.1.4 省间应急调度送出费用 省间应急调度送出费用包括省间日前应急调度送出费 用和省间实时应急调度送出费用及未依据实时现货市场分 时节点电价结算的省间应急调度送出交易电量的价差费用， 计算公式如下：         D i i h i h d h D i h i h d h D i h i h d h i h h R Q P Q P Q Q LMP LMP                省间应急调度送出, 送电, , 送电, 日前应急 日前应急 实时应急 实 , 时应急 日前应急 实时应急 省内 , 送电, , 送电, , 送电, 送电, 实时 实时统一 , , , , 式中： i h Q 前应急 电, 日 送 , 为发电企业i日前h小时应急调度送电电量； i h P 前应急 电, 日 送 , 为发电企业i日前h小时应急调度送电电价； ,i h Q 应急 电, 实时 送 为发电企业i实时h小时应急调度送电电量； ,i h P 应急 电, 实时 送 为发电企业i实时h小时应急调度送电电价； i h LMP省内 时, , 实 为发电企业i 在每日h 小时省内实时市场 节点电价； h LMP实 统一, 时 为每日h 小时省内实时市场统一结算点电 价。 8.1.5 省内中长期合约电费 第269页,共401页

省内中长期合约电费由省内中长期净合约电量与对应 的联动后中长期合约价格计算，同时计算省内中长期合约电 量乘以省内实时节点电价与中长期结算参考点电价的差值， 计算公式如下：     D i i h i h d h D i h i h h d h R Q P Q LMP LMP            省内合约, 省内合约, , 省内合约（联动）, , , , 省内合 省内实时 中长期结算 , 考 约, , 参   i h i h h i h i h i h P kQ LMP k Q P Q      省内合约, , 省内合约, , 实时统一, 省内合约, , 省内合约(联动）, , 省内合约, , 式中： i R省内合约, 为发电企业i月度省内中长期合约电费； i h Q 内合 , 省 , 约 为发电企业i在h小时省内中长期场内净合约 电量； h LMP中长期结 参考, 算 为每日h 小时中长期结算参考点现货电 价； i h P省内合约(联动）, , 为发电企业i 在h 小时省内中长期合约联 动电价； i h P省内合约, , 为发电企业i 在h 小时省内中长期合约签约电 价； i h LMP省内 时, , 实 为发电企业i每日h小时省内实时市场分时 节点电价。 第270页,共401页

8.1.6 省内实时市场偏差电能量电费 计算公式如下：   D i h i i h d h R Q LMP    省内实时, , 实时偏差, 实时偏差, , i h i h i h i h i h i h i h Q Q Q Q Q Q Q       , , , , 互济交易, , 省内合约, , 约 日上网 实时 合 偏差 省 省 间应 货 急调 , 度 间 送 现 出 , , 省间 , , , 式中： i R实时偏差, 为发电企业i月度省内实时市场偏差电能量电 费。 8.1.7 发电企业调平费用 计算公式如下： i i R Q P   实时月度加权 调平发电, 调平发电, 式中： i R调平发电, 为发电企业i月度调平费用； i Q调平发电, 为发电企业i月度实际上网电量与现货市场按时 段合计上网电量之差。 P实时月度加权为省内实时市场统一结算点电价的月度加权均 价。 8.2 批发用户、售电公司电能量电费 计算公式如下： j j j j j j j C C C C C C C       电能 互济交易 间 省内合约 实 , 时偏差 , 省 合约, 省间现 调平 货 , , 用电 , , 第271页,共401页

式中： j C电能, 为批发用户、售电公司j月度电能量电费； j C省间合约, 为批发用户、售电公司j 月度省间中长期合约 电费； j C省间现货, 为批发用户、售电公司j 月度省间现货市场电 能量电费； j C互济交易, 为批发用户、售电公司j 月度东北电力互济交 易电能量电费； j C省内合约, 为批发用户、售电公司j月度省内中长期合约电 费； j C实时偏差, 为批发用户、售电公司j月度省内实时市场电能 量电费； j C调平用电, 为批发用户、售电公司j月度用户侧调平费用； 8.2.1 省间中长期合约电费 批发用户、售电公司省间中长期净合约电量与对应的合 约电价计算省间中长期合约电费，计算公式如下：   j D h h d h j j C Q P    省间合约 省间 , 合约 省间 , 合 , 约 , , 式中： j C省间合约, 为批发用户、售电公司j月度省间中长期合约电 费； h j Q 间合 , 省 , 约 为批发用户、售电公司j在每日h小时的省间中 长期净合约电量； 第272页,共401页

h j P 间合 , 省 , 约 为批发用户、售电公司j在每日h小时省间中长 期净合约价格。 8.2.2 省间现货市场电能量电费 省间现货市场电能量结算电量与对应的现货结算电价 计算省间现货市场电能量电费，计算公式如下：     j j j j D h h d h D h h d h j C Q P Q P       省间日 , 前 省间日前 省间现货 省间日内 省间日内 , , , , , , , , 式中： j C省间现货, 为批发用户、售电公司j月度省间日前现货电 费； h j Q 间日 , 省 , 前 为批发用户、售电公司j每日h小时省间日前现 货结算电量； h j P 间日 , 省 , 前 为批发用户、售电公司j每日h小时省间日前现 货结算电价； h j Q 间日 , 省 , 内 为批发用户、售电公司j在每日h小时的省间日 内现货结算电量； h j P 间日 , 省 , 内 为批发用户、售电公司j在每日h小时省间日内 现货结算电价。 8.2.3 互济交易电能量电费 第273页,共401页

根据批发用户、售电公司东北电力互济交易成交电量与 东北电力互济交易成交电价计算互济交易电能量电费，计算 公式如下： D j h j h j d h D j h j h d h C Q P Q P               互济日前 互济日前 互济交易 互济日内 互济日内 , , , , , , , , , j h Q互济日前, , 为批发用户、售电公司j在h小时的东北电力互 济日前交易结算电量； j h P互济日前, , 为批发用户、售电公司j在h小时东北电力互济 日前交易成交电价。 j h Q互济日内, , 为批发用户、售电公司j在h小时的东北电力互 济日内交易结算电量； j h P互济日内, , 为批发用户、售电公司j在h小时东北电力互济 日内交易成交电价。 8.2.4 省内中长期合约电费 批发用户、售电公司省内中长期合约电费由省内中长期 净合约电量与对应的联动后中长期合约价格计算，同时计算 省内中长期净合约电量乘以省内实时统一结算点电价与中 长期结算参考点电价的差值，计算公式如下：     D j j h j h d h D h j h h d h C Q P Q LMP LMP            省内合约, 省内合约, , 省内合约（联动）, , 实时统一, 省内 , 中长期结算参考 合约, , 第274页,共401页

  j h j h h j h j h j h P kQ LMP k Q P Q      省内合约, , 省内合约, , 实时统一, 省内合约, , 省内合约(联动）, , 省内合约, , 式中： j C省内合约, 为批发用户、售电公司j月度省内中长期合约电 费； j h Q 内合 , 省 , 约 为批发用户、售电公司j在每日h小时的省内中 长期净合约电量。 8.2.5 省内实时市场偏差电能量电费 计算公式如下：   D h j j h d h C Q LMP    , , 实时统一 实 偏 实时偏差, , 时 差 j j h h h h h h j j j j Q Q Q Q Q Q      , , , , 互济交易, 电 间 实时偏 , 省内合约 差 , , 省 合约, , 省间 日 货, 用 现 , 式中： j C实时偏差, 为批发用户、售电公司j月度省内实时市场电能 量电费； h j LMP实时 一, , 统 为批发用户、售电公司j每日h小时省内实 时市场统一结算点电价。 8.2.6 批发用户、售电公司调平费用 计算公式如下： j j C Q P   实时月度加权 调平用电, 调平用电, 式中： 第275页,共401页

j C调平用电, 为批发用户、售电公司j月度调平费用； j Q调平用电, 为批发用户、售电公司j月度实际用电量与现货 市场按时段合计实际用电量之差。 8.3 电网企业代理购电用户电能量电费 8.3.1 电网企业代理工商业用户电能量电费 计算公式如下： j j j j C C C C    电能（代理工商业） 省内合约（代理工商业） 实时偏差（代理工商业） 调平用电（代理 , , 工商业） , , 式中： j C电能（代理工 业）, 商 为电网企业代理工商业用户j月度电能量 电费； j C实时偏差（代理工商业）, 为电网企业代理工商业用户j月度实 时偏差电费； j C调平用电（代理 商业）, 工 为电网企业代理购电j月度调平费用。 8.3.1.1电网企业代理工商业用户省内中长期合约电费 电网企业代理工商业用户省内中长期合约电费由省内 中长期净合约电量与对应的联动后中长期合约价格计算，同 时计算省内合约电量乘以省内实时统一结算点电价与中长 期结算参考点电价的差值，计算公式如下： 第276页,共401页

  j D h j h d h D j h d h h h j Q C P Q LMP LMP                    , , 省内合约（代理工商业）, , , 省内 省内合约（代 合 合约（ ）, , 实 工 时统一, 理工商业） 省内 约（代理工商业联动） 代理 商业 期结算 考, 中长 参   j h j h h j h j h j h P kQ LMP k Q P Q      省内合约(代理工商业）, , 省内合约(代理工商业）, , 实时统一, 省内合约(代理工商业）, , 省内合约(代理工商业联动）, , 省内合约(代理工商业）, , 式中： j h Q省内合约（代理工 ）, 业 , 商 为电网企业代理工商业用户j在每日 h小时的省内中长期净合约电量； j h P省内合约（代理工商 动）, 联 , 业 为电网企业代理工商业用户j在 每日h小时的联动后中长期合约价格。 8.3.1.2电网企业代理工商业用户省内实时偏差电能量 电费 计算公式如下：   , D h j j h d h C Q LMP    实时偏差（代理工商业） 实时偏差（代理工商业） 实时统一, , , j h Q实时偏差（代理工 ）, 业 , 商 为电网企业代理工商业用户j在h时 段的实时偏差电量，计算方式如下： j h j h j h Q Q Q   , , 实际用电（代理工商业） 理 , , 省内合 （ 约（代 偏 理工 工 商 差 业 时 ） 商业） , 实 , 代 式中： 第277页,共401页

j h Q实际用电（代理工商业）, , 为电网企业代理工商业用户j在h时 段的实际用电量。 8.3.1.3电网企业代理工商业调平费用 计算公式如下： j j C Q P   实时月度加权 调平用电（代理工商业）, 调平用电（代理工商业）, j C调平用电（代理工商业）, 为电网企业代理工商业用户调平电 费； j Q调平用电（代理工商业）, 为电网企业代理工商业用户调平电 量。 8.3.2 电网企业居民农业（含线损）省内市场化电能量 电费 计算公式如下： j j j j C C C C    省内市场化电能（居民农业）, 省内合约（居民农业）, 实时偏差（居民农业）, 调平用电（居民农业）, 式中： j C省内市场化电能（ 民农业）, 居 为居民农业j月度省内市场化电能 量电费； j C实时偏差（居民农业）, 为居民农业j月度实时偏差电费； j C调平用电（居 农业）, 民 为居民农业j月度调平费用。 8.3.2.1居民农业省内中长期合约电费 居民农业省内中长期合约电费由省内中长期净合约电 量与对应的联动后中长期合约价格计算，同时计算省内中长 第278页,共401页

期合约电量乘以省内实时统一结算点电价与中长期结算参 考点电价的差值，计算公式如下：   j D h d h h D j h d h h j h j Q C P Q LMP LMP                    居民农业 , , 省内合约（居民农业）, 居民农业 , , 省内合约（居民农业）, , 合 一 省内 约（ ） 省内合约（ 联动） 中长 时 期结算参考 实 统 , ,   j h j h h j h j h j h P kQ LMP k Q P Q      省内合约(居民农业）, , 省内合约(居民农业）, , 实时统一, 省内合约(居民农业）, , 省内合约(居民农业联动）, , 省内合约(居民农业）, , 式中： j h Q省内合约（居民 ）, 农 , 业 为居民农业j在每日h小时的省内中长 期净合约电量； j h P省内合约（居民农 动）, 业 , 联 为居民农业j在每日h小时的联动后 中长期合约价格。 8.3.2.2居民农业省内实时偏差电能量电费 计算公式如下：   , D h j j h d h C Q LMP    实时偏差（居民农业） 实时偏差 业 实 , （居民农 ） 时统一, , ,j h Q实时偏差（居民 , 农业） 为居民农业的实时偏差电量，计算方 式如下： 第279页,共401页

j h i h i h j h j h j h j h j h j h Q Q Q Q Q Q Q Q Q         （居民农业）, , 发电侧市场化上网, , 发电侧外送, , 用电侧, , 省内合约（居民农业）, , 互济交易（代理购电）, , 省间滚撮（代理购电）, , 应急购电（代理购电）, , 省间责任 偏 偏差净值 时 , 实 , 差 式中： i h Q发电侧市场化上网, , 为发电侧i在h时段总市场化上网电量 （不含未在电力交易平台注册的分布式电源上网电量）； i h Q发电侧外送, , 为发电侧i在h时段外送电量； j h Q用电侧, , 为用电侧j在h时段实际用电量。 j h Q互济交易（代理购电）, , 为电网企业代理购电j在h时段购入的 互济市场电量； j h Q省间滚撮（代理购电）, , 为电网企业代理购电j在h时段购入的 省间滚撮电量； j h Q应急购电（代理购电）, , 为电网企业代理购电j在h时段购入的 省间应急电量。 j h Q省间责任偏差净值, , 为电网企业代理购电j在h时段因保供、 调峰、新能源消纳产生的偏差净值，其中净购入为“+”、 净送出为“-”。 8.3.2.3居民农业调平费用 计算公式如下： j j C Q P   居民农业 居民农业 实时月度加权 调平用电（ ）, 调平用电（ ）, j C 居民 平 农 调 用 （ 业 电 ）, 为居民农业调平电费； 第280页,共401页

j Q 居民 平 农 调 用 （ 业 电 ）, 为居民农业调平电量，计算方式如下：     j Q Q Q Q Q     调平用电（居民农业）, 调平发电 调平用电 省间波动偏差送出 省间波动偏差受入 Q调平发电为发电侧全部调平电量； Q调平用电为具备分时计量条件的用电侧全部调平电量； Q省间波动偏差送出为执行省间送出的调度计划曲线与关口计 量之间的偏差电量； Q省间波动偏差受入为执行省间受入的调度计划曲线与关口计 量之间的偏差电量。 8.4 独立储能（放）电能量电费 独立储能（放）电能量电费包含省间中长期放电合约电 费、省内中长期放电合约电费、省内实时市场放电偏差电能 量电费、调平电费等。计算公式如下： i i i i i R R R R R     , , , 内 实时偏 储 差, 电能（ 能 省间合约 省 合约 调 发电, 平 式中： i R电能（ 能）, 储 为独立储能i月度放电电能量电费； i R省间合约, 为独立储能i月度省间中长期放电合约电费； i R省内合约, 为独立储能i月度省内中长期放电合约电费； i R实时偏差, 为独立储能i月度省内实时市场放电偏差电能量 电费； i R调平发电, 为独立储能i月度放电调平费用。 8.4.1 省间中长期放电合约电费 第281页,共401页

根据独立储能每日t时段的省间中长期放电净合约电量 与对应的净合约电价及未依据实时现货市场分时节点电价 结算的省间放电合约交易电量的价差费用计算省间中长期 放电合约电费，计算公式如下：     D i i t i t d t D i t t i t d t R Q P Q LMP LMP            省间合约, 省间合约, , 省间合约, , , , , 省间合 , 省内实时 实时统 约, 一 i t Q省间合约, , 为独立储能i在每日t时段的省间中长期放电 净合约电量。 i t P省间合约, , 为独立储能i在每日t时段的省间中长期放电净 合约电价。 i t LMP省内 时, , 实 为独立储能i 在每日t 时段省内实时市场节 点电价。 t LMP实 统一, 时 为每日t时段省内实时市场统一结算点电价， 暂以出清量价计算得出。 8.4.2 省内中长期放电合约电费 根据独立储能每日t时段的省内中长期放电净合约电量 与对应的联动后净合约电价计算省内中长期放电合约电费， 同时考虑独立储能电能量电费计算过程中未依据实时现货 市场节点电价结算的省内放电中长期合约电量，计算所在节 点与中长期结算参考点的现货价格差值，纳入中长期放电合 第282页,共401页

约电费管理，其中中长期结算参考点暂以出清量价计算得 出，计算公式如下：     D i i t i t d t D i t i t t d t R Q P Q LMP LMP            省内合约, 省内合约, , 省内合约（联动）, , , , 省内合 省内实时 中长期结算 , 参 约, , 考   i i t t i t i t i t P kQ LMP k Q P Q      省内合约, ,t 省内合约, , 实时统一, 省内合约, , 省内合约(联动）, , 省内合约, , 式中： i R省内合约, 为独立储能i月度省内中长期放电合约电费； i t Q省内合约, , 为独立储能i在每日t时段的省内放电中长期 净合约电量； i t P省内合约（联动）, , 为独立储能i在每日t时段的省内联动后 中长期合约价格。 8.4.3 省内实时市场放电偏差电能量电费 根据独立储能每日t时段的省内实时放电偏差电量与对 应的实时电价计算省内实时市场放电偏差电能量电费，计算 公式如下：   D i t i i t d t R Q LMP    省内实时, , 实时偏差, 实时偏差, , i t i t i t i t Q Q Q Q    约 日上网 偏 , , , , 差 省内合 , , 省间合约, 实 , 时 式中： i R实时偏差, 为独立储能i月度省内实时市场放电偏差电能量 第283页,共401页

电费； i t Q实时偏差, , 为独立储能i在每日t时段的省内实时放电偏 差电量。 8.4.4 独立储能调平费用 计算公式如下： i i R Q P   实时月度加权 调平发电, 调平发电, 式中： i R调平发电, 为独立储能i月度放电调平费用； i Q调平发电, 为独立储能i月度实际放电量与现货市场按时 段合计放电量之差。 8.5 独立储能（充）电能量电费 独立储能（充）电能量电费包含省间充电合约电费、省 内中长期充电合约电费、省内实时市场充电偏差电能量电 费、调平电费等。计算公式如下： j j j j j C C C C C     , , , 内 实时偏 储 差, 电能（ 能 省间合约 省 合约 调 用电, 平 式中： j C电能（ 能）, 储 为独立储能j月度充电电能量电费； j C省间合约, 为独立储能j月度省间中长期充电合约电费； j C省内合约, 为独立储能j月度省内中长期充电合约电费； j C实时偏差, 为独立储能j月度实时市场充电偏差电能量电 费； j C调平用电, 为独立储能j月度充电调平费用。 第284页,共401页

8.5.1 省间中长期充电合约电费 根据独立储能每日t时段的省间中长期充电净合约电量 与对应的净合约电价计算省间中长期充电合约电费，计算公 式如下：   D j j t j t d t C Q P    省间合约, 省间合约, , 省间合约, , j t Q省间合约, , 为独立储能j在每日t时段的省间中长期充电 净合约电量。 j t P省间合约, , 为独立储能j在每日t时段的省间中长期充电净 合约电价。 8.5.2 省内中长期充电合约电费 根据独立储能每日t时段的省内中长期充电净合约电量 与对应的联动后净合约电价计算省内中长期合约电费，同时 考虑独立储能电能量电费计算过程中未依据实时现货市场 节点电价结算的省内中长期充电合约电量，计算所在节点与 中长期结算参考点的现货价格差值，纳入中长期充电合约电 费管理，其中中长期结算参考点暂以出清量价计算得出，计 算公式如下：     D j j t j t d t D j t j t t d t C Q P Q LMP LMP            省内合约, 省内合约, , 省内合约（联动）, , , 省内合 省内实时, 中长期结 考, 算 约, , 参 第285页,共401页

  j t j t t j t j t j t P kQ LMP k Q P Q      省内合约, , 省内合约, , 实时统一, 省内合约, , 省内合约(联动）, , 省内合约, , 式中： j C省内合约, 为独立储能j月度省内中长期充电合约电费； j t Q省内合约, , 为独立储能j在每日t时段的省内充电中长期 净合约电量； j t P省内合约（联动）, , 为独立储能j在每日t时段的省内联动后 中长期合约价格 8.5.3 省内实时市场充电偏差电能量电费 根据独立储能每日t时段的省内实时充电偏差电量与对 应的实时电价计算省内实时市场充电偏差电能量电费，计算 公式如下：   D j t j j t d t C Q LMP    省内实时, , 实时偏差, 实时偏差, , j t j t j t j t Q Q Q Q    约 实时偏 , , 日用电 差 , , 省内合 , , 省间合约, , 式中： j C实时偏差, 为独立储能j月度实时市场充电偏差电能量电 费； j t Q实时偏差, , 为独立储能j在每日t时段的省内实时充电偏 差电量。 8.5.4 独立储能（充）调平费用 计算公式如下： 第286页,共401页

j j C Q P   实时月度加权 调平用电, 调平用电, 式中： j R调平用电, 为独立储能j月度充电调平费用； j Q调平用电, 为独立储能j月度实际充电量与现货市场按时 段合计充电量之差。 8.6 虚拟电厂（电源型）电能量电费 虚拟电厂（电源型）电能量电费包含省间中长期净合约 电费、省内中长期净合约电费、省内实时市场偏差电能量电 费、调平费用等。计算公式如下： i i i i R R R R     , , 内 实时偏差, 省间合约 省 合约 调 发电 R电能（虚拟）,i , 平 8.6.1 省间中长期合约电费 虚拟电厂（电源型）省间中长期合约电费由省间中长期 净合约电量与对应的合约电价计算，同时计算未依据实时现 货市场分时节点电价结算的省间合约交易电量的价差费用， 计算公式如下：     D i i h i h d h D i h h i h d h R Q P Q LMP LMP            省间合约 省间合约 省间合约 省内 合 , , , , , , , , 省 约 实时 实时统 间 , , 一 式中： i R省间合约, 为虚拟电厂（电源型）i月度省间中长期合约电 费； 第287页,共401页

h i Q 间合 , 省 , 约 为虚拟电厂（电源型）i在每日h小时的省间中 长期净合约电量； h i P 间合 , 省 , 约 为虚拟电厂（电源型）i在每日h小时省间中长 期净合约价格； i h LMP省内 时, , 实 为发电企业i 在每日h 小时省内实时市场 节点电价； h LMP实 统一, 时 为每日h 小时省内实时市场统一结算点电 价。 8.6.2 省内中长期合约电费 省内中长期合约电费由省内中长期净合约电量与对应 的联动后中长期合约价格，同时结算所在节点与中长期结算 参考点的现货价格差值，计算公式如下：     D i i h i h d h D i h i h h d h R Q P Q LMP LMP            省内合约, 省内合约, , 省内合约（联动）, , , , 省内合 省内实时 中长期结算 , 考 约, , 参   i h i h h i h i h i h P kQ LMP k Q P Q      省内合约, , 省内合约, , 实时统一, 省内合约, , 省内合约(联动）, , 省内合约, , 式中： i R省内合约, 为虚拟电厂（电源型）i月度省内中长期合约电 费； 第288页,共401页

i h Q 内合 , 省 , 约 为虚拟电厂（电源型）i在h小时省内中长期净 合约电量； h LMP中长期结 参考, 算 为每日h 小时中长期结算参考点现货电 价。 8.6.3 省内实时市场偏差电能量电费 计算公式如下：   D i h i h i d h R Q LMP    省内实时, , 省内实时, , 实时偏差, i h i h i h i h Q Q Q Q    约 日上网 偏 , , , , 差 省内合 , , 省间合约, 实 , 时 式中： i R实时偏差, 为虚拟电厂（电源型）i月度实时市场电能量电 费； i h LMP省内 时, , 实 为虚拟电厂（电源型）i每日h小时省内实 时市场分时节点电价。 8.6.4 虚拟电厂（电源型）调平费用 计算公式如下： i i R Q P   实时月度加权 调平发电, 调平发电, 式中： i R调平发电, 为虚拟电厂（电源型）i月度调平费用； i Q调平发电, 为虚拟电厂（电源型）i月度实际上网电量与现 货市场按时段合计上网电量之差。 P实时月度加权为省内实时市场统一结算点电价的月度加权均 价。 第289页,共401页

以分布式储能单一类资源聚合的，按照独立储能计算方 式结算。 8.7 虚拟电厂（负荷型）电能量电费 虚拟电厂（负荷型）电能量电费包括省间中长期合约电 费、省内中长期合约电费、省内实时市场偏差电能量电费、 调平用电费用等。计算公式如下： j j j j C C C C     , , 内 实时偏差, 省间合约 省 合约 调 用电 C电能（虚拟）,j , 平 式中： j C电能, 为虚拟电厂（负荷型）j月度电能量电费； j C省间合约, 为虚拟电厂（负荷型）j月度省间中长期合约电 费； j C省内合约, 为虚拟电厂（负荷型）j月度省内中长期合约电 费； j C实时偏差, 为虚拟电厂（负荷型）j月度省内实时市场电能 量电费； j C调平用电, 为虚拟电厂（负荷型）j月度用户侧调平费用。 8.7.1 省间中长期合约电费 虚拟电厂（负荷型）省间中长期合约电费由省间中长期 净合约电量与对应的合约电价计算，计算公式如下：   j D h h d h j j C Q P    省间合约 省间 , 合约 省间 , 合 , 约 , , 式中： 第290页,共401页

j C省间合约, 为虚拟电厂（负荷型）j月度省间中长期合约电 费； h j Q 间合 , 省 , 约 为虚拟电厂（负荷型）j在每日h小时的省间中 长期净合约电量； h j P 间合 , 省 , 约 为虚拟电厂（负荷型）j在每日h小时省间中长 期净合约价格。 8.7.2 省内中长期合约电费 虚拟电厂（负荷型）省内中长期合约电费由省内中长期 净合约电量与对应的联动后中长期合约价格计算，同时结算 省内实时统一结算点与中长期结算参考点的现货价格差值， 计算公式如下：     D j j h j h d h D h j h h d h C Q P Q LMP LMP            省内合约, 省内合约, , 省内合约（联动）, , 实时统一, 省内 , 中长期结算参考 合约, ,   j h j h h j h j h j h P kQ LMP k Q P Q      省内合约, , 省内合约, , 实时统一, 省内合约, , 省内合约(联动）, , 省内合约, , 式中： j C省内合约, 为虚拟电厂（负荷型）j月度省内中长期合约电 费； j h Q 内合 , 省 , 约 为虚拟电厂（负荷型）j在每日h小时的省内中 长期净合约电量； 第291页,共401页

j h P省内合约（联 , 动 , ） 为虚拟电厂（负荷型）j在每日h小时的 省内联动后中长期合约价格。 8.7.3 省内实时市场偏差电能量电费 计算公式如下：   D j h h j d h C Q LMP    , , , 实时偏差, 省内实时 实时统一 h h h h j j j j Q Q Q Q    约 实时偏 电 , , 差 , , 省内合 , , 省间合 日 , 用 约, 式中： j C实时偏差, 为虚拟电厂（负荷型）j月度省内实时市场偏差 电能量电费； h LMP实 统一, 时 为每日h小时省内实时市场统一结算点电 价。 8.7.4 虚拟电厂（负荷型）调平费用 计算公式如下： j j C Q P   实时月度加权 调平用电, 调平用电, 式中： j C调平用电, 为虚拟电厂（负荷型）j月度调平费用； j Q调平用电, 为虚拟电厂（负荷型）j月度实际用电量与现货 市场按时段合计实际用电量之差。 8.8 虚拟电厂（混合型）电能量电费 混合型虚拟电厂呈现发电特性时，参照虚拟电厂（电源 型）电能量电费进行结算；混合型虚拟电厂呈现用电特性时， 参照虚拟电厂（负荷型）电能量电费进行结算。 第292页,共401页

8.9 并网型绿电直连项目（上网状态）电能量电费 并网型绿电直连项目（上网状态）电能量电费包含省间 中长期放电合约电费、省内中长期放电合约电费、省内实时 市场放电偏差电能量电费、调平电费等。计算公式如下： i i i i i R R R R R     电能（绿电直连） 省间合约 省 约 , , , 内合 时 调平 实 偏差 发电 , , 式中： i R电能, 为并网型绿电直连项目（上网状态）i月度放电电 能量电费； i R省间合约, 为并网型绿电直连项目（上网状态）i月度省间 中长期放电合约电费； i R省内合约, 为并网型绿电直连项目（上网状态）i月度省内 中长期放电合约电费； i R实时偏差, 为并网型绿电直连项目（上网状态）i月度省内 实时市场放电偏差电能量电费； i R调平发电, 为并网型绿电直连项目（上网状态）i月度放电 调平费用。 8.9.1 省间中长期合约电费 根据并网型绿电直连项目每日h时段的省间中长期放电 净合约电量与对应的净合约电价及未依据实时现货市场分 时节点电价结算的省间放电合约交易电量的价差费用计算 省间中长期放电合约电费，计算公式如下： 第293页,共401页

    D i i h i h d h D i h h i h d h R Q P Q LMP LMP            省间合约, 省间合约, , 省间合约, , , , , 省间合 , 省内实时 实时统 约, 一 h i Q 间合 , 省 , 约 为并网型绿电直连项目（上网状态）i在每日h 时段的省间中长期放电净合约电量。 h i P 间合 , 省 , 约 为并网型绿电直连项目（上网状态）i在每日h 时段的省间中长期放电净合约电价。 i h LMP省内 时, , 实 为并网型绿电直连项目（上网状态）i 在每 日h 时段省内实时市场节点电价。 h LMP实 统一, 时 为每日h时段省内实时市场统一结算点电 价。 8.9.2 省内中长期合约电费 根据并网型绿电直连项目（上网状态）每日h时段的省 内中长期放电净合约电量与对应的联动后净合约电价计算 省内中长期放电合约电费，同时考虑并网型绿电直连项目电 能量电费计算过程中未依据实时现货市场节点电价结算的 省内放电中长期合约电量，计算所在节点与中长期结算参考 点的现货价格差值，纳入中长期放电合约电费管理，计算公 式如下： 第294页,共401页

    D i i h i h d h D i h i h h d h R Q P Q LMP LMP            省内合约, 省内合约, , 省内合约（联动）, , , , 省内合 省内实时 中长期结算 , 考 约, , 参   i h i h h i h i h i h P kQ LMP k Q P Q      省内合约, , 省内合约, , 实时统一, 省内合约, , 省内合约(联动）, , 省内合约, , 式中： i R省内合约, 为并网型绿电直连项目（上网状态）i月度省内 中长期放电合约电费； i h Q 内合 , 省 , 约 为并网型绿电直连项目（上网状态）i在每日h 时段的省内放电中长期净合约电量； i h P放电省内合约（联动）, , 为并网型绿电直连项目（上网状态）i 在每日h时段的省内联动后中长期合约价格。 8.9.3 省内实时市场偏差电能量电费 根据并网型绿电直连项目（上网状态）每日h时段的省 内实时放电偏差电量与对应的实时电价计算省内实时市场 放电偏差电能量电费，计算公式如下：   D i h i h i d h R Q LMP    省内实时, , 省内实时, , 实时偏差, i h i h i h i h Q Q Q Q    约 日上网 偏 , , , , 差 省内合 , , 省间合约, 实 , 时 式中： i R实时偏差, 为并网型绿电直连项目（上网状态）i月度省内 第295页,共401页

实时市场放电偏差电能量电费； i h Q实时偏差, , 为并网型绿电直连项目（上网状态）i在每日h 时段的省内实时放电偏差电量。 8.9.4 并网型绿电直连项目（上网状态）调平费用 计算公式如下： i i R Q P   实时月度加权 调平发电, 调平发电, 式中： i R调平电费, 为并网型绿电直连项目（上网状态）i月度放电 调平费用； i Q调平发电, 为并网型绿电直连项目（上网状态）i月度实际 放电量与现货市场按时段合计放电量之差。 8.10 并网型绿电直连项目（下网状态）电能量电费 并网型绿电直连项目（下网状态）电能量电费包含省间 用电合约电费、省内中长期用电合约电费、省内实时市场用 电偏差电能量电费、调平电费等。计算公式如下： j j j j j C C C C C     电能（绿电直连） 省间合约 省 约 , , , 内合 时 调平 实 偏差 用电 , , 式中： j C电能（绿电 连）, 直 为并网型绿电直连项目（下网状态）j月度 用电电能量电费； j C省间合约, 为并网型绿电直连项目（下网状态）j月度省间 中长期用电合约电费； j C省内合约, 为并网型绿电直连项目（下网状态）j月度省内 第296页,共401页

中长期用电合约电费； j C实时偏差, 为并网型绿电直连项目（下网状态）j月度省内 实时市场用电偏差电能量电费； j C调平用电, 为并网型绿电直连项目（下网状态）j月度用电 调平费用。 8.10.1 省间中长期合约电费 根据并网型绿电直连项目（下网状态）每日h时段的省 间中长期用电净合约电量与对应的净合约电价计算省间中 长期用电合约电费，计算公式如下：   j D h h d h j j C Q P    省间合约 省间 , 合约 省间 , 合 , 约 , , 式中： h j Q 间合 , 省 , 约 为并网型绿电直连项目（下网状态）j在每日h 时段的省间中长期用电净合约电量。 h j P 间合 , 省 , 约 为并网型绿电直连项目（下网状态）j在每日h 时段的省间中长期用电净合约电价。 8.10.2 省内中长期合约电费 根据并网型绿电直连项目（下网状态）每日h时段的省 内中长期用电净合约电量与对应的联动后净合约电价计算 省内中长期合约电费，同时结算省内实时统一结算点与中长 期结算参考点的现货价格差值，计算公式如下： 第297页,共401页

    D j j h j h d h D h j h h d h C Q P Q LMP LMP            省内合约, 省内合约, , 省内合约（联动）, , 实时统一, 省内 , 中长期结算参考 合约, ,   j h j h h j h j h j h P kQ LMP k Q P Q      省内合约, , 省内合约, , 实时统一, 省内合约, , 省内合约(联动）, , 省内合约, , 式中： j C省内合约, 为并网型绿电直连项目（下网状态）j月度省内 中长期用电合约电费； j h Q 内合 , 省 , 约 为并网型绿电直连项目（下网状态）j在每日h 时段的省内用电中长期净合约电量； j h P省内合约（联 , 动 , ） 为并网型绿电直连项目（下网状态）j在 每日h时段的省内联动后中长期合约价格。 8.10.3 省内实时市场偏差电能量电费 根据并网型绿电直连项目（下网状态）每日h时段的省 内实时用电偏差电量与对应的实时统一结算点价格计算省 内实时市场用电偏差电能量电费，计算公式如下：   D j h h j d h C Q LMP    , , , 实时偏差, 省内实时 实时统一 h h h h j j j j Q Q Q Q    约 实时偏 电 , , 差 , , 省内合 , , 省间合 日 , 用 约, 式中： j C实时偏差, 为并网型绿电直连项目（下网状态）j月度省内 实时市场用电偏差电能量电费； 第298页,共401页

j h Q实时偏差, , 为并网型绿电直连项目（下网状态）j在每日h 时段的省内实时用电偏差电量。 8.10.4 并网型绿电直连项目（下网状态）调平费用 计算公式如下： j j C Q P   实时月度加权 调平用电, 调平用电, 式中： j C调平电费, 为并网型绿电直连项目（下网状态）j月度用电 调平费用； j Q调平用电, 为并网型绿电直连项目（下网状态）j月度实际 用电量与现货市场按时段合计用电量之差。 市场运营相关结算科目 9.1 成本补偿费用 9.1.1 启动补偿费用 启动补偿费用是指日前市场设定或优化启机的机组、日 内应急新增开机机组，在运行日内，从停机状态变为开机状 态并网运行，计为一次启动，计算相应的启动费用。 启动费用根据其在日前市场申报的启动费用进行计算； 发电机组实际的启动状态根据电力调度机构的启停机时间 信息进行认定，当停机时间＜72 小时，启动补偿为发电机 组在日前市场中申报的热态启动费用；当停机时间≥72 小 时，启动补偿为发电机组在日前市场中申报的冷态启动费 用。 第299页,共401页

其中，日前市场运营机构披露的日前必开机组的启动补 偿按照政府主管部门核定的冷、热态启动成本进行计算；对 于非停机组，下次启动的费用不进行启动补偿。 （一）计算方式 X i i x x R P  启动补偿, 启动, , 其中： i R启动补偿, 为机组i月度总启动补偿费用； i x P启动, , 为机组i月度第x次启动报价；对于日前市场运营 机构披露的日前必开机组， i x P启动, , 为其核定启动成本。 （二）分摊方式 该项费用按月统计，在发用两侧按K启动：1比例分摊。 发电侧由参与现货的新能源场站、虚拟电厂（电源型）、并 网型绿电直连项目（上网状态）按月度实际上网电量（扣除 省间现货交易结算电量、省间互济交易结算电量）比例进行 分摊，用电侧由用户侧、虚拟电厂（负荷型）、并网型绿电 直连项目（下网状态）按月度实际用电量比例进行分摊。 i i I i i Q K R R K Q      新能源 上网, 启动 启动补偿 启动补偿分摊(发电), 启动 上网, j j J j j Q C R K Q      用电, 启动补偿 启动补偿分摊(用电), 启动 用电, 第300页,共401页

式中： i R启动补偿分摊(发电), 为参与现货的新能源场站、虚拟电厂（电 源型）、并网型绿电直连项目（上网状态）i月度启动补偿 费用分摊； j C启动补偿分摊(用电), 为用户侧、虚拟电厂（负荷型）、并网 型绿电直连项目（下网状态）j月度启动补偿费用分摊； R启动补偿为月度总启动补偿费用。 9.1.2 必开机组补偿费用 必开机组补偿费用是指若因系统安全约束的必开机组 在现货市场中的收益不能弥补发电机组生产运行所产生的 成本费用，对其进行必开成本补偿。必开机组成本补偿包括 因电网安全原因日前、日内临时新增开机的竞价燃煤机组， 不包括供热必开机组。日前电网安全原因确定的必开机组， 在运行日内实际未启机的时段不能获得必开机组成本补偿。 （一）计算方式 计算方式详见《吉林省现货电能量市场交易实施细则》 “9.2节”。 （二）分摊方式 该项费用按月统计，在发用两侧按K必开：1比例分摊。 发电侧由参与现货的发电企业、虚拟电厂（电源型）、并网 型绿电直连项目（上网状态）按月度实际上网电量（扣除省 间现货交易结算电量、省间互济交易结算电量）比例进行分 第301页,共401页

摊，用电侧由用户侧、虚拟电厂（负荷型）、并网型绿电直 连项目（下网状态）按月度实际用电量比例进行分摊。 i i I i i Q K R R K Q      上网, 必开 必开补偿 必开补偿分摊(发电), 必开 上网, j j J j j Q C R K Q      用电, 必开补偿 必开补偿分摊(用电), 必开 用电, 式中： i R必开补偿分摊(发电), 为参与现货的发电企业、虚拟电厂（电 源型）、并网型绿电直连项目（上网状态）i月度必开机组 补偿费用分摊； j C必开补偿分摊(用电), 为用户侧、虚拟电厂（负荷型）、并网 型绿电直连项目（下网状态）j月度必开机组补偿费用分摊； R必开补偿为月度总必开机组补偿费用。 9.1.3 特殊机组补偿费用 特殊机组补偿费用是指实时市场运行阶段，因保障电网 安全等原因人工调整竞价燃煤机组出力偏离实时市场出清 结果时，相应时段对该机组进行补偿。日前电网安全原因确 定的必开机组，在运行日内实际未启机的时段不能获得必开 机组成本补偿。 （一）计算方式 第302页,共401页

计算方式详见《吉林省现货电能量市场交易实施细则》 “9.3节”。 （二）分摊方式 该项费用按月统计，在发用两侧按K特殊：1比例分摊。 发电侧由参与现货的发电企业、虚拟电厂（电源型）、并网 型绿电直连项目（上网状态）按月度实际上网电量（扣除省 间现货交易结算电量，省间互济交易结算电量）比例进行分 摊，用电侧由用户侧、虚拟电厂（负荷型）、并网型绿电直 连项目（下网状态）按月度实际用电量比例进行分摊。 i i I i i Q K R R K Q      上网, 特殊 特殊补偿 特殊补偿分摊(发电), 特殊 上网, j j J j j Q C R K Q      用电, 特殊补偿 特殊补偿分摊(用电), 特殊 用电, 式中： i R特殊补偿分摊(发电), 为参与现货的发电企业、虚拟电厂（电 源型）、并网型绿电直连项目（上网状态）i月度特殊机组 补偿费用分摊； j C特殊补偿分摊(用电), 为用户侧、虚拟电厂（负荷型）、并网 型绿电直连项目（下网状态）j月度特殊机组补偿费用分摊； R特殊补偿为月度总特殊机组补偿费用。 9.2 市场平衡费用 第303页,共401页

9.2.1 结构平衡费用 （一）计算方式 R C R   省内市场化电能 省内市场化电能 结构平衡 C C C C C C C       省内市场化电能 电能 电能（代理工商业） 省内市场化电能（居民农业） 电能（虚拟） 电能（储能） 电能（绿电直连） R R R R R R R R R R R R R             省内市场化电能 电能 电能（储能） 电能（虚拟） 省间滚撮 省间滚撮损益 电能（绿电直连） 省间应急购电 省间应急购电损益 省间责任偏差净值 省间责任偏差损益电费 电力互济 电力互济损益 式中： R结构平衡为结构平衡费用； C省内市场化电能为用电侧、居民农业省内市场化月度电能量 电费（含追退补电费，不含省间电能量相关费用）； R省内市场化电能为发电侧月度省内市场化电能量电费（含追 退补电费、电网公司省间外购应急调度、滚撮、电力互济电 能电费及损益费用、省间责任偏差净电能电费及损益费用， 不含未在电力交易平台注册的分布式电源电能电费）。 （二）分摊方式 该项费用按月统计，由参与现货的发电企业、虚拟电厂 （电源型）、并网型绿电直连项目（上网状态）及用户侧、 虚拟电厂（负荷型）、并网型绿电直连项目（下网状态）按 照当月上网电量、用电量比例进行分摊或返还。 第304页,共401页

i i I I i i i i Q R R Q Q      上网, 结构平衡 结构平衡分摊(发电), 上网, 用电, I j j j j j j I Q C R Q Q      用电, 结构平衡 结构平衡分摊(用电), 上网, 用电, 式中： i R结构平衡分摊(发电), 为发电企业、虚拟电厂（电源型）、并 网型绿电直连项目（上网状态）i月度结构平衡费用分摊或 返还； j C结构平衡分摊(用电), 为用户侧、虚拟电厂（负荷型）、并网 型绿电直连项目（下网状态）j月度结构平衡费用分摊或返 还。 9.2.2 省间应急购电损益电费 省间应急购电损益电费是指当跨区跨省应急调度受入 电量作为省内现货市场出清边界，由于无法分配至相应的经 营主体纳入分时电能量电费计算时，省内现货市场出清时相 应市场用户现货结算电量或电价变化导致的市场损益费用。 （一）计算公式 ( ) D h h h d h R Q P LMP         实时统一, 应急购电损益 应急购电, 应急购电, 式中： 应急购电损益 R 为月度应急购电损益费用； 第305页,共401页

h Q应急购电, 为分时应急调度购电量，省间购入电量用“-” 表示； h P应急购电, 为分时应急调度购电净电价。 （二）分摊方式 该项费用纳入系统运行费用，分摊至全体工商业用户。 9.2.3 省间中长期购电滚撮损益电费 （一）计算方式   D , , , d h h h h R Q P LMP         省间滚撮损益 省间滚撮 省间滚撮 实时统一 式中： R省间滚撮损益为电网企业省间中长期滚撮损益电费； ,h Q省间滚撮为电网企业省间中长期滚撮交易中每日h小时 的购电电量，购入省间电量用“-”表示； ,h P省间滚撮为电网企业省间中长期滚撮交易中每日h小时 的购电电价。 （二）分摊方式 该项费用由参与现货的发电企业、虚拟电厂（电源型）、 并网型绿电直连项目（上网状态）及用户侧、虚拟电厂（负 荷型）、并网型绿电直连项目（下网状态）按照当月上网电 量、用电量比例进行分摊或返还。 i i I J i j i j Q R R Q Q      上网, 省间滚撮损益 省间滚撮损益电费(发电), 上网, 用电, 第306页,共401页

j j I J i j i j Q C R Q Q      用电, 省间滚撮损益 省间滚撮损益电费(用电), 上网, 用电, 式中： i R省间滚撮损益电费(发电), 为发电企业、虚拟电厂（电源型）、 并网型绿电直连项目（上网状态）i月度省间滚撮损益费用 分摊或返还； j C省间滚撮损益电费(用电), 为用户侧、虚拟电厂（负荷型）、并 网型绿电直连项目（下网状态）j月度省间滚撮损益费用分 摊或返还。 9.2.4 电力互济市场购电损益电费 （一）计算方式   D , , , d h h h h R Q P LMP         省间互济 实时统一 电力互济损益 电力互济 式中： R电力互济损益为电网企业省间电力互济市场缺口费用； ,h P电力互济为电网企业省间电力互济市场每日h小时交易电 价； ,h Q省间互济为电网企业省间电力互济市场每日h小时交易电 量，购入省间电量用“-”表示。 （二）分摊方式 该项费用由参与现货的发电企业、虚拟电厂（电源型）、 并网型绿电直连项目（上网状态）及用户侧、虚拟电厂（负 第307页,共401页

荷型）、并网型绿电直连项目（下网状态）按照当月上网电 量、用电量比例进行分摊或返还。 i i I J i j i j Q R R Q Q      上网, 电力互济损益电费(发电), 电力互济损益 上网, 用电, j j I J i j i j Q C R Q Q      用电, 电力互济损益电费(用电), 电力互济损益 上网, 用电, 式中： i R电力互济损益电费(发电), 为发电企业、虚拟电厂（电源型）、 并网型绿电直连项目（上网状态）i月度电力互济损益费用 分摊或返还； j C电力互济损益电费(用电), 为用户侧、虚拟电厂（负荷型）、并 网型绿电直连项目（下网状态）j月度电力互济损益费用分 摊或返还。 9.2.5 波动偏差费用 波动偏差费用是由省间输电通道、配套电源等调度控制 点和计量点之间、交流联络线正常功率波动等不可控原因造 成调度计划执行曲线与关口计量电量之间的偏差产生的费 用。 （一）计算方式   × R Q P P   波动偏差电费 波动偏差 波动偏差 实时月度加权 式中： 第308页,共401页

R波动偏差电费为波动偏差责任费用； Q波动偏差为联络线波动偏差电量，购入省间电量用“-” 表示、省间送出电量用“+”表示； P波动偏差为联络线波动偏差电价。 （二）分摊方式 该项费用由参与现货的发电企业、虚拟电厂（电源型）、 并网型绿电直连项目（上网状态）及用户侧、虚拟电厂（负 荷型）、并网型绿电直连项目（下网状态）按照当月上网电 量、用电量比例进行分摊或返还。 i i I J i j i j Q R R Q Q      上网, 波动偏差电费(发电), 波动偏差电费 上网, 用电, j I J i j i j j Q C R Q Q      用电, 波动偏差电费(用电), 波动偏差电费 上网, 用电, 式中： i R波动偏差电费(发电), 为发电企业、虚拟电厂（电源型）、并 网型绿电直连项目（上网状态）i月度波动偏差费用分摊或 返还； j C波动偏差电费(用电), 为用户侧、虚拟电厂（负荷型）、并网 型绿电直连项目（下网状态）j月度波动偏差费用分摊或返 还。 9.2.6 责任考核偏差费用 第309页,共401页

责任考核偏差费用是指由于电网安全或购售双方自身 原因，在执行交易合同曲线时与调度计划执行曲线之间产生 的偏差，该部分考核偏差指保供、调峰、新能源消纳原因产 生的偏差。 （一）计算方式（计算损益电费时，购入省间电量用“-” 表示、省间送出电量用“+”表示） D , , d h h h R R Q LMP         实时统一 调峰偏差损益电费 调峰偏差电费 调峰偏差 D , , d h h h R R Q LMP         实时统一 保供偏差损益电费 保供偏差电费 保供偏差 D , , d h h h R R Q LMP         实时统一 新能源消纳偏差损益电费 新能源消纳偏差电费 新能源消纳偏差 式中： R调峰偏差损益电费为责任考核偏差费用中因调峰支援产生的 调峰偏差损益电费； R保供偏差损益电费为责任考核偏差费用中因保供支援产生的 保供偏差损益电费； R新能源消纳偏差损益电费为责任考核偏差费用中因新能源消纳 产生的新能源消纳偏差损益电费； ,h Q调峰偏差为北京电力交易中心省间正式结算依据中的 分时调峰偏差电量； ,h Q保供偏差为北京电力交易中心省间正式结算依据中的 第310页,共401页

分时保供偏差电量； ,h Q新能源消纳偏差为北京电力交易中心省间正式结算依据中 的分时新能源消纳偏差电量； ,h LMP实时统一为省内实时市场统一结算点价格。 （二）分摊方式 该项费用按月统计，保供类省间偏差不平衡资金由参与 现货的发电企业、虚拟电厂（电源型）、并网型绿电直连项 目（上网状态）及用户侧、虚拟电厂（负荷型）、并网型绿 电直连项目（下网状态）按照当月上网电量、用电量比例进 行分摊或返还；调峰类省间偏差不平衡资金按照当月参与市 场的燃煤机组实际上网电量比例返还（分摊）至燃煤发电企 业；新能源消纳类省间偏差不平衡资金按照当月参与现货的 新能源场站实际上网电量比例分摊或返还至所有新能源发 电企业。 , , , , i i I J i j i j Q R R Q Q      上网 保供偏差损益电费（发电） 保供偏差损益电费 上网 用电 , , , , j j I J i j i j Q C R Q Q      用电 保供偏差损益电费（用电） 保供偏差损益电费 上网 用电 , , , i i I i i Q R R Q    上网（燃煤） 调峰偏差损益电费（燃煤） 调峰偏差损益电费 上网（燃煤） 第311页,共401页

, , , i i I i i R R Q Q    新能源消纳偏差损益电费（新能源） 新能源消纳偏差损益电费 上网（新能源） 上网（新能源） 9.3 偏差调节费用 9.3.1 运行考核与获利回收费用 9.3.1.1新能源申报电力偏差考核费用 （一）计算方式 详见《吉林省现货电能量市场交易实施细则》“10.1.1 节、10.1.2 节”。各结算单元对应的考核费用，以电力调度 机构提供的各场站考核费用为依据，按各场站对应结算单元 当月上网电量比例分配至相应结算单元。 （二）返还方式 该项费用按月统计，在发用两侧按K 申报偏差：1 比例分 摊，发电侧由参与现货的发电企业、虚拟电厂（电源型）、 并网型绿电直连项目（上网状态）按月度实际上网电量（扣 除省间现货交易结算电量、省间互济交易结算电量）比例进 行分摊，用电侧由用户侧、虚拟电厂（负荷型）、并网型绿 电直连项目（下网状态）按月度实际用电量比例进行分摊。 9.3.1.2执行偏差获利回收费用 （一）计算方式 详见《吉林省现货电能量市场交易实施细则》“10.2 节”。 （二）返还方式 第312页,共401页

该项费用按月统计，由参与现货的发电企业、虚拟电厂 （电源型）、并网型绿电直连项目（上网状态）、独立储能 （放）主体按月度实际上网电量（扣除省间现货交易结算电 量、省间互济交易结算电量）比例进行分摊。 9.3.2 中长期偏差考核费用 9.3.2.1年度中长期签约比例考核费用 （一）计算方式 要求燃煤机组省内年度中长期签约比例不低于当年省 内上网电量的 Z ，批发用户、售电公司年度中长期签约比例 不低于当年用电量的 Z 。未达到签约比例的电量按照燃煤 基准价格的 Z 进行考核。 max i I i i i Q Z Q R Q P Z                         省内年度签约电量, 省内年度上网, 省内年度中长期签约比例考核（火电） 省内年度上网, 燃煤基准 ， max j J j j j Q Z Q C Q P Z                             年度签约电量, 年度用电, 年度中长期签约比例考核（用户） 年度用电, 燃煤基准 ， 式中： R年度中长期签约比例考核（火电）为燃煤机组省内年度中长期签约 比例考核费用； 第313页,共401页

i Q省内年度签约电量, 为燃煤机组i省内年度中长期签约电量； i Q省内年度上网, 为燃煤机组i省内全年实际上网电量； P燃煤基准为燃煤基准电价； C年度中长期签约比例考核（用户）为用户年度中长期签约比例考核 费用； j Q年度签约电量, 为用户j年度中长期签约电量； j Q年度用户, 为用户j全年实际用电量。 （二）分摊方式 燃煤考核费用向用户侧分摊，用户侧考核费用向参与现 货的燃煤发电企业分摊。 , , j j J j j Q C R Q    用电 年度中长期签约比例考核, 年度中长期签约比例考核（火电） 用电 , , i i I i i Q R C Q    上网 年度中长期签约比例考核, 年度中长期签约比例考核（用户） 上网 9.3.2.2燃煤机组中长期超额考核费用 对参与交易的燃煤机组的全部中长期净合约电量的超 额约束： 参与交易的燃煤机组，其当月每个小时全部中长期净合 约电量应不高于机组当月该小时实际上网电量的X1，超额 电量按照月度实时现货市场该小时统一结算点加权均价与 第314页,共401页

全部中长期交易该小时当月联动后加权均价差值的L1 倍进 行考核。 （一）计算方式 i h i h Q X Q   月上网, , 中长期净合约, , i h i h i h Q Q Q   中长期净合约, 合 , , , 省间中 净 长期净 内 合约 省 中长 , 约 , 期 且 h h P P  实时月度加权, 中长期月度加权（联动）, 时：     i h i i h h h h R Q Q X L P P            月上网, , 中长期超 , 中长期净合约, （ 燃煤 额考 , 中长期月度加权 联动）, 实时月 加权, 核 度 式中： i R 超 燃煤中长期 考核, 额 为燃煤机组i当月的燃煤机组中长期超 额回收费用； i h Q月上网, , 为燃煤机组i月h小时的实际上网电量； i h Q中长期净合约, , 为燃煤机组i当月h小时的中长期合约电量； h P实时月度加权, 为月度实时现货市场h小时统一结算点加权 均价； h P中长期月度加权（联动）, 为当月中长期交易h 小时联动后月度 加权均价。 （二）返还方式 该项费用按月统计，按月在用电侧分配，按省内全部中 长期净合约电量比例返还至用户侧、虚拟电厂（负荷型）、 并网型绿电直连项目（下网状态）。 第315页,共401页

j j J j j Q C R Q    省内中长期净合约 燃煤 考核返还(用电) 月度燃煤 考核 , 中长期超额 省内中长期净 约 , 中长期超额 合 , 式中： j C 核 燃煤 返还 期 ( 额 用 中 超 考 电) 长 , 为用户侧、虚拟电厂（负荷型）、 并网型绿电直连项目（下网状态）j月度燃煤机组中长期超 额考核返还费用； R 中长期超额考核 月度燃煤 为月度总燃煤机组中长期超额考核费 用。 9.3.2.3燃煤机组中长期缺额考核费用 对参与交易的燃煤机组的全部中长期净合约电量的缺 额约束： 参与交易的燃煤机组，其当月每个小时全部中长期净合 约电量应不低于机组当月该小时实际上网电量的X2，缺额 电量按照月度实时现货市场该小时统一结算点加权均价与 全部中长期交易该小时当月联动后加权均价差值的L2 倍进 行考核。 （一）计算方式 i h i h Q X Q   月上网, , 中长期净合约, , i h i h i h Q Q Q   中长期净合约, 合 , 省内中长期净 约 省间中长期净合约 , , , , 且 h h P P  实时月度加权, 中长期月度加权（联动）, 时： 第316页,共401页

    i h i i h h h h R Q X Q L P P            月上网, , 中长期 , 中长期净合约, , 实时月度加权, 中长期月度加权 额 （联动 煤 考 ）, 燃 缺 核 式中： i R燃煤 缺 中长期 考核, 额 为燃煤机组i当月的燃煤机组中长期缺 额考核费用； （二）返还方式 该项费用按月统计，按月在用电侧分配，按省内全部中 长期净合约电量比例返还至用户侧、虚拟电厂（负荷型）、 并网型绿电直连项目（下网状态）。 j j J j j Q C R Q    省内中长期净合约, 中长期 , 中长期缺额考核 , 燃煤 缺额考核返还(用电) 内 月 省 中长期 燃煤 净合约 度 式中： j C燃煤 缺额考核返还(用 中长 电) 期 , 为用户侧、虚拟电厂（负荷型）、 并网型绿电直连项目（下网状态）j月度燃煤机组中长期缺 额考核返还费用； R月度燃煤 缺额考核 中长期 为月度总燃煤机组中长期缺额考核费 用。 9.3.2.4用电侧中长期缺额考核费用 对参与交易的用电侧主体（不含独立储能（充））的全 部中长期净合约电量的缺额约束： 第317页,共401页

参与交易的用电侧主体当月每小时全部中长期净合约 电量应不低于当月该小时用电量的一定比例X3，其中虚拟 电厂（负荷型）当月每小时全部中长期净合约电量应不低于 当月该小时用电量的一定比例X4。缺额电量按照全部中长 期交易该小时当月联动后加权均价与月度实时现货市场该 小时统一结算点加权均价差值的L3 倍进行考核。 （一）计算方式 j h j h Q X Q   月实际, , 中长期净合约, , 且 h h P P  中长期月度加权（联动）, 实时月度加权, 时：     j h j j h h h h C Q X Q L P P            月实际, , 用电侧中长期缺额考核, 中长期净合约, , 中长期月度加权（联动）, 实时月度加权, 式中： j C用电侧中长期缺额考核, 为用电侧（不含独立储能（充））j当 月的中长期缺额考核费用； j h Q月实际, , 为用电侧（不含独立储能（充））j月h小时的 实际用电量； （二）返还方式 该项费用按月统计，按月在发电侧分配，发电侧按省内 全部中长期净合约电量比例返还至参与现货的发电企业、虚 拟电厂（电源型）、并网型绿电直连项目（上网状态）。 第318页,共401页

i i I i i Q R Q C    省内中长期净合约, 用电侧中长期 , 省内中长期净合约, 月度用电侧中长期缺额考核 缺额考核返还(发电) 式中： j R 缺额考核 电 返还 期 (发 侧中长 电) 用 , 为发电企业、虚拟电厂（电源 型）、并网型绿电直连项目（上网状态）i月度用户侧中长 期缺额考核返还费用； C月度用电侧 缺额考核 中长期 为月度总用电侧中长期缺额考核费 用。 9.3.2.5新能源中长期超额考核费用 新能源场站当月每小时中长期合约电量不超过实际上 网电量的一定比例X5，超额电量按照全部中长期交易该小 时当月联动后加权均价与月度实时现货市场该小时统一结 算点加权均价差值的L5倍考核收益（差价为负值时不回收）。 （一）计算方式 i h i h Q Q X   日上网, , , 中长 合 , 期 约 且 h h P P  中长期月度加权（联动）, 实时月度加权, 时：     i h i i h h h h R X Q Q L P P            月上网, , 中长期 , , , 中长期月度加权（联动）, 核 实时 额 月 期 度 能 加 长 权 考 合约 , 新 超 中 式中： i R 期 新能 中长 源 额考核, 超 为新能源场站i月度中长期超额考核费 第319页,共401页

用； i h Q 长期合 , 中 , 约 为参与现货的新能源场站i当月h小时中长期 净合约电量； . i h Q月上网, , 为新能源场站i当月h小时实际上网电量； （二）返还方式 该项费用按月统计，按月在用电侧分配，按省内全部中 长期净合约电量比例返还至用户侧、虚拟电厂（负荷型）、 并网型绿电直连项目（下网状态）。 j j J j j Q R R Q    省内中长期净合约, 新能源中长期超额 核 考 期 月 长 度 净 新 约 能 内 源 核返还, 中长期 省 中 合 超额考 , 式中： j R新能源 超额考核 中长 返还, 期 为用户侧、虚拟电厂（负荷型）、 并网型绿电直连项目（下网状态）j月度新能源中长期超额 考核费用返还； R月度新能源 超额考核 中长期 月度总新能源中长期超额考核费用。 10 其他费用 10.1 绿色电力交易结算费用 绿电交易中电能量与绿电环境价值分开结算。电能量部 分按照本细则相关条款开展结算。绿电环境价值部分费用依 据绿电结算电量及绿电环境价值进行结算。其中绿电结算电 量按照当月绿电合同电量、发电侧上网电量（扣除纳入可持 第320页,共401页

续发展价格结算机制的电量）、用户结算电量三者取小的原 则确定。 10.2 “两个细则”费用 各经营主体“两个细则”考核、补偿以及相应的分摊或 返还费用具体结算方式详见东北电网“两个细则”相关规 定开展结算。各结算单元对应的“两个细则”费用，以调控 中心提供的各电厂（场、站）“两个细则”月度考核补偿总 费用为依据，按各结算单元当月上网电量比例分配至相应结 算单元。 10.3 辅助服务（调频）费用 调频市场运行期间，按照收支平衡原则、以日清月 结的方式结算调频补偿、分摊费用。 （一）计算方式 详见《吉林省电力辅助服务（调频）市场实施细则》“7.3 节”。 （二）分摊方式 调频市场月度总补偿费用计算公式为： I i i R R   总调频补偿 里程补偿, 调频市场月度总里程补偿费用由用户（含居民农业、电 网代理工商业用户和市场化用户）用电量和未参与电能量市 场交易的上网电量（含生物质垃圾、水电、调试期等未参与 第321页,共401页

市场的上网电量）共同分担，按月度上网电量及用电量比例 进行分摊。其中，用户分摊的辅助服务费用，由电网公司通 过系统运行费用向全体工商业用户疏导。 10.4 容量费用 （一）计算方式 详见《吉林省发展改革委吉林省能源局关于落实煤电 容量电价机制有关事项的通知》。 （二）分摊方式 煤电容量电费由电网企业通过系统运行费用按月发布、 滚动清算。 11 总电费计算 经营主体结算依据包括电能量电费、系统运行费用、市 场运营费用等。 经营主体对结算明细数据、结算依据计算过程、结算依 据内容等向电力交易机构提出查询或就结算账单问题向电 网企业提出查询的，收到结算查询后，电力交易机构或电网 企业应确认和评估查询是否有效，可要求经营主体追加信 息，若确认结算查询有效且需要修改结算依据或结算账单， 应按照规则进行调整。 11.1 发电企业月度总电费 发电企业的月度结算依据包括电能量电费、市场运营费 用等。 第322页,共401页

其中市场运营费用 i R市场运 费用, 营 包含：      , , , , , , i i i i i i i i i i i i i i R R R R R R R R R R R R R R               , 启动补偿, 必开补偿, 启动补偿分摊(发电), 必开补偿分摊(发电), 特殊补偿, 特殊补偿分摊(发电), 结构平衡分摊(发电), 省间中长期购电滚撮损益电费分摊（发电） 电力互济市场购电损益电费分摊（发电） 波动偏差电费分摊（发电） 保供偏差损益电费 损 市场运营 分摊（发电） 调峰偏差 益电费分摊 新能源消纳偏差损益电费 摊 费用 分     , , , , i i i i i i i i i i R R R R R R R R R R                  新能源申报电力偏差考核返还（发 返 燃煤中长 , 期超额 偏 考核 电） 新能源申报电力偏差考核 执行偏差获利回收返还 执行 差获利回收, 年度中长期签约比例考核 还（火电） 年度中长期签 , 燃煤中长期缺额考核 用电侧中长期缺额考核返还(发电) 新 考 能源中 , 长期 约 超额 比 核 , 考核 例 , 11.2 批发用户月度总电费 批发用户月度结算依据包括电能量电费、市场运营费用 等。 第323页,共401页

其中，市场运营费用包含： , , , , , , , j j j j j j j j j j C C C C C C C C C C C           , 启动补偿分摊(用电), 必开补偿分摊(用电), 特殊补偿分摊(用电), 结构平衡分摊(用电), 省间中长期滚撮购电损益电费分摊（用电） 电力互济市场购电损益电费分摊（用电） 波动偏差电费分摊（用电） 保供偏差损益电费分摊（用电） 新能源申报电力偏差考核返还（用电） 年度中长期签约比例考核 年度中长期签约比例考核返还（用户） C市场运营费用j    j j j j j C C C C     燃煤中长期超额考核返还 燃煤中长期缺额考核返还 新能 额 , , , 用 长 电侧 源中 期超 考核 长 缺额 还 中 期 考核, 返 11.3 零售用户总电费 零售用户月度结算依据包括电能量电费、结构平衡费用 等。 其中，零售用户总电费计算方式为： C Q P C C     电能(零售) 用电(零售) 结算(零售) 偏差电费 零售用户结构平衡分摊电费 式中： Q用电(零售)为零售用户月度实际用电量； P结算(零售)为零售用户结算电价，详见《吉林省电力零售 市场管理实施细则》相关规定； C偏差电费为零售用户偏差电费，详见《吉林省电力零售市 场管理实施细则》相关规定； C零售用户结构平衡分摊电费为零售用户通过零售套餐与售电公 司约定分摊的结构平衡电费。 第324页,共401页

上网环节线损费用、系统运行费用、输配电费、政府性 基金及附加等，按照国家及吉林省有关规定执行。 市场运营费用由售电公司承担，其中，结构平衡费用由 售电公司与零售用户通过零售套餐自行约定分摊比例。 11.4 代理购电工商业用户总电费 代理购电工商业用户月度结算依据包括电能量电费、市 场运营费用等。 其中，市场运营费用包含： , , , , , , , j j j j j j j j j j C C C C C C C C C C C           , 启动补偿分摊(用电), 必开补偿分摊(用电), 特殊补偿分摊(用电), 结构平衡分摊(用电), 省间中长期滚撮购电损益电费分摊（用电） 电力互济市场购电损益电费分摊（用电） 波动偏差电费分摊（用电） 保供偏差损益电费分摊（用电） 新能源申报电力偏差考核返还（用电） 年度中长期签约比例考核 年度中长期签约比例考核返还（用户） C市场运营费用j    j j j j j C C C C     燃煤中长期超额考核返还 燃煤中长期缺额考核返还 新能 额 , , , 用 长 电侧 源中 期超 考核 长 缺额 还 中 期 考核, 返 11.5 售电公司总电费 售电公司参与批发市场、零售市场后，月度结算依据包 括批发市场购电费、零售市场售电费、市场运营费用等，计 算公式如下： j j j j j C C C C C C       售电公司总电费 售电费 购电费 电能(零售) 电能 , 市场运 , , 营费用 , , 第325页,共401页

式中： j C售电公司 电费, 总 为售电公司月度总电费； C  电能(零售)为售电公司j当月代理零售用户的电能量电 费； j C电能, 为售电公司j当月批发市场电能量电费； j C市场运 费用, 营 为售电公司j当月市场运营费用，计算方式见 本细则“11.2节”。 11.6 独立储能总电费 独立储能的月度结算依据包括放电总电费和充电总电 费。 i i j R R C   储能总电费 储能总电费（放）, 储能总电费 , 充）, （ 式中： i R储能总电费（放）, 为独立储能放电总电费，包括电能量电费、 执行偏差获利回收与返还、辅助服务费用、两个细则费用 等。； j C储能总电费 充）, （ 为独立储能充电总电费。 11.7 虚拟电厂总电费 虚拟电厂月度结算依据批发市场电能量电费、聚合资源 购售电费、市场运营费等。 虚拟电厂（电源型）市场运营费用包括： 第326页,共401页

     , , , , , , i i i i i i i i i i i i i i R R R R R R R R R R R R R R               , 启动补偿, 必开补偿, 启动补偿分摊(发电), 必开补偿分摊(发电), 特殊补偿, 特殊补偿分摊(发电), 结构平衡分摊(发电), 省间中长期购电滚撮损益电费分摊（发电） 电力互济市场购电损益电费分摊（发电） 波动偏差电费分摊（发电） 保供偏差损益电费 损 市场运营 分摊（发电） 调峰偏差 益电费分摊 新能源消纳偏差损益电费 摊 费用 分     , , , , i i i i i i i i i i R R R R R R R R R R                  新能源申报电力偏差考核返还（发 返 燃煤中长 , 期超额 偏 考核 电） 新能源申报电力偏差考核 执行偏差获利回收返还 执行 差获利回收, 年度中长期签约比例考核 还（火电） 年度中长期签 , 燃煤中长期缺额考核 用电侧中长期缺额考核返还(发电) 新 考 能源中 , 长期 约 超额 比 核 , 考核 例 , 虚拟电厂（负荷型）市场运营费用包括： , , , , , , , j j j j j j j j j j C C C C C C C C C C C           , 启动补偿分摊(用电), 必开补偿分摊(用电), 特殊补偿分摊(用电), 结构平衡分摊(用电), 省间中长期滚撮购电损益电费分摊（用电） 电力互济市场购电损益电费分摊（用电） 波动偏差电费分摊（用电） 保供偏差损益电费分摊（用电） 新能源申报电力偏差考核返还（用电） 年度中长期签约比例考核 年度中长期签约比例考核返还（用户） C市场运营费用j    j j j j j C C C C     燃煤中长期超额考核返还 燃煤中长期缺额考核返还 新能 额 , , , 用 长 电侧 源中 期超 考核 长 缺额 还 中 期 考核, 返 其中，以分布式储能单一类资源聚合的，按照独立储能 的模式仅考虑执行偏差获利回收与返还费用。 11.8 并网型绿电直连项目总电费 第327页,共401页

并网型绿电直连项目月度结算依据批发市场电能量电 费、市场运营费等。 并网型绿电直连项目（上网状态）市场运营费用包括：      , , , , , , i i i i i i i i i i i i i i R R R R R R R R R R R R R R               , 启动补偿, 必开补偿, 启动补偿分摊(发电), 必开补偿分摊(发电), 特殊补偿, 特殊补偿分摊(发电), 结构平衡分摊(发电), 省间中长期购电滚撮损益电费分摊（发电） 电力互济市场购电损益电费分摊（发电） 波动偏差电费分摊（发电） 保供偏差损益电费 损 市场运营 分摊（发电） 调峰偏差 益电费分摊 新能源消纳偏差损益电费 摊 费用 分     , , , , i i i i i i i i i i R R R R R R R R R R                  新能源申报电力偏差考核返还（发 返 燃煤中长 , 期超额 偏 考核 电） 新能源申报电力偏差考核 执行偏差获利回收返还 执行 差获利回收, 年度中长期签约比例考核 还（火电） 年度中长期签 , 燃煤中长期缺额考核 用电侧中长期缺额考核返还(发电) 新 考 能源中 , 长期 约 超额 比 核 , 考核 例 , 并网型绿电直连项目（下网状态）市场运营费用包括： , , , , , , , j j j j j j j j j j C C C C C C C C C C C           , 启动补偿分摊(用电), 必开补偿分摊(用电), 特殊补偿分摊(用电), 结构平衡分摊(用电), 省间中长期滚撮购电损益电费分摊（用电） 电力互济市场购电损益电费分摊（用电） 波动偏差电费分摊（用电） 保供偏差损益电费分摊（用电） 新能源申报电力偏差考核返还（用电） 年度中长期签约比例考核 年度中长期签约比例考核返还（用户） C市场运营费用j    j j j j j C C C C     燃煤中长期超额考核返还 燃煤中长期缺额考核返还 新能 额 , , , 用 长 电侧 源中 期超 考核 长 缺额 还 中 期 考核, 返 第328页,共401页

12 追退补和清算 追退补是指因市场经营主体原因或数据异常以及其他 规则允许情况，对已结算的电量、电费重新计算，在后续结 算周期进行费用多退少补。 清算是指因政策或规则调整等原因，对已结算的电量电 要重新计算，在后续结算周期进行费用多退少补。 12.1 政策性退补 （一）因电价政策调整、政府有关部门有新政策出台或 者因经营主体适用的电价类别变化等原因，导致电费需要调 整的,由电网企业依照有关电价政策文件开展电费退补。 （二）因市场交易结算规则、交易价格等政策性变化或 不可抗力引起的差错,导致电费需要调整的，由电网企业依 照有关规定开展市场化电费退补。 12.2 非政策性退补 在电力交易机构向市场主体出具正式结算依据前，如电 量、统一结算点电价等发生变化，导致直接参与市场交易用 户预结算结果发生变化时，电力交易机构应重新进行计算， 并向电网企业推送正式结算结果，由电网企业开展追退补。 在月结算正式结算结果发布后发现市场主体电量差错 的，随后续月度结算进行追退补，追溯期不超过12 个月。 在月度追退补时，按照以下原则进行处理： 第329页,共401页

1. 因结算基础数据存在差错，需要重新提供信息时， 应在每月20 日前通过平台补推。 2. 若当月差错电量累计值小于差错发生月总上网（用 电）电量10% 时，原则上分时电量不再追溯至具体时段， 不对差错月零售套餐电价、市场结算均价、调试电价、调平 电价、实时加权平均电价等市场综合电价进行调整。只调整 差错发生月份结算电量，电能量电费按照省内差错月份实时 市场加权均价进行退补调整，并对其具备追溯条件的市场运 行费用进行退补调整。零售用户差错电量按照差错发生月份 实时市场加权平均结算价格进行退补结算。 若当月差错电量累计值大于或等于差错发生月总上网 （用电）电量10% 时，电力交易机构根据调整后的计量数 据、交易合同、出清结果、执行结果等基础数据进行重新结 算，零售用户也同步进行调整，追退补费用纳入处理月份月 度正式结算依据。 若因市场经营主体注销退市、户号改类等原因造成的调 整费用无法分配至相应主体的，将调整费用纳入调整月结构 平衡费用，按规则分摊或返还。 12.3 用电变更追退补管理 市场主体用电类别、电压等级、用电容量等用电信息发 生变更，导致电费需要调整的，由电网企业依据有关规定进 行电费追退补。 第330页,共401页

12.4 其他原因追退补管理 因市场主体窃电、违约用电等主观原因造成电量差错 的，相关追退补电量不纳入市场结算范畴，追退补调整由电 网企业按照《电力法》《供电营业规则》等法规执行。 开展追退补和清算时，首先应由电力交易机构编制追退 补和清算的结算依据，履行结算依据发布流程后，再由电网 企业开展电费追退补和清算。 因不可抗力等原因产生的差额费用由发用主体共同承 担。 13 收付款管理 发电企业、独立储能、虚拟电厂电费结算纳入电网企业 购电管理流程，由电网企业按月支付。 批发市场用户、零售市场用户、虚拟电厂结算电费按照 电网企业相关收费规定执行，纳入电网企业售电管理流程， 由电网企业收取，增量配电网所辖用户可由拥有该增量配电 网运营权的售电公司收取。 对因履约保函（或保险）无法覆盖次月批零倒挂电费、 且未及时追加保函的售电公司、虚拟电厂，将其前期盈利的 部分资金暂缓支付，用于弥补可能产生的亏损，结清亏损电 费且追加保函后，恢复正常。 14 其他结算事项 14.1 市场中止与管制 第331页,共401页

在市场中止和价格管制时段，根据《吉林省电力现货电 能量市场交易实施细则》中规定的结算原则开展结算。 14.2 违约处理原则 对付款违约经营主体的处理应符合以下要求： （一）若经营主体未能在付款截止日前完成全额付款， 电网企业应及时告知电力交易机构，电力交易机构按规定向 经营主体发出违约通知。 （二）当电力交易机构发出违约通知后，电网企业应尽 快按照违约金额提出履约保函、保险的适用申请。电力交易 机构向履约保函、保险开立单位出具索赔通知及履约保函、 保险原件，要求开立单位支付款项。电网企业向经营主体付 款的总额不应超过实际收款及提取到的履约保函、保险金额 总和。 （三）电力交易机构向违约经营主体发出履约保函、保 险执行告知书，并做好相关信用记录。 第332页,共401页

附件一：市场参数表 K 启动 启动补偿费用发电侧分摊系数 K 必开 必开机组补偿费用发电侧分摊系数 K 特殊 特殊机组补偿费用发电侧分摊系数 K 申报偏 差 新能源申报电力偏差考核分摊系数 Z1 火电年度中长期签约比例下限 60% Z2 用户侧年度中长期签约比例下限 虚拟电厂（负荷型）年度中长期签约比 例下限 70% 60% Z3 未达到年度签约比例考核系数 3% X1 燃煤机组中长期超额约束比例 120% L1 燃煤机组中长期超额回收价差系数 1.2 X2 燃煤机组中长期缺额约束比例 80% L2 燃煤机组中长期缺额回收价差系数 1.2 X3 用电侧中长期缺额约束比例 80% L3 用电侧中长期缺额回收价差系数 1.2 第333页,共401页

X4 虚拟电厂（负荷型）中长期缺额约束比 例 60% X5 新能源中长期超额约束比例 150% L5 新能源中长期超额回收价格系数 1.1 k 中长期合约联动比例系数 暂定40%（视政 策情况调整） 第334页,共401页

吉林省电力零售市场管理实施细则 （试行4.1 版） 第335页,共401页

目录 1 总述.......................................................................................................................................................................1 2 适用范围..............................................................................................................................................................1 3 引用文件..............................................................................................................................................................1 4 名词解释..............................................................................................................................................................3 5 成员权责..............................................................................................................................................................5 5.1 零售用户.................................................................................................................................................5 5.2 售电公司.................................................................................................................................................5 5.3 分布式电源............................................................................................................................................6 5.4 虚拟电厂运营商...................................................................................................................................7 5.5 电力交易机构........................................................................................................................................8 5.6 电网企业.................................................................................................................................................9 6 电力零售市场注册、变更及注销.............................................................................................................10 7 分布式电源参与市场方式...........................................................................................................................12 8 电力零售交易平台.........................................................................................................................................14 9 电力零售套餐、聚合服务类套餐.............................................................................................................14 10 电力零售市场交易组织.............................................................................................................................19 11 零售市场结算................................................................................................................................................21 11.1 结算周期............................................................................................................................................ 21 11.2 结算时段............................................................................................................................................ 22 11.3 结算电量............................................................................................................................................ 22 11.4 结算电价............................................................................................................................................ 22 11.5 结算电费............................................................................................................................................ 22 11.5.1 零售用户............................................................................................................................... 22 11.5.2 售电公司............................................................................................................................... 23 11.6 市场结构平衡费用处理................................................................................................................ 23 11.7 电量追补............................................................................................................................................ 24 12 售电公司市场退出...................................................................................................................................... 24 12.1 强制退出零售市场......................................................................................................................... 25 12.2 自愿退出零售市场......................................................................................................................... 25 13 保底售电机制................................................................................................................................................26 13.1 保底售电公司产生方式................................................................................................................26 13.2 保底售电服务...................................................................................................................................29 13.3 保底售电公司管理......................................................................................................................... 30 14 市场监管和风险防控..................................................................................................................................31 15 附则.................................................................................................................................................................. 32 第336页,共401页

总述 为规范售电公司、电力用户参与电力市场交易，促进零 售市场健康有序发展，维护吉林电力市场秩序，依据国家和 吉林省相关政策文件要求，制定本细则。本细则所称的电力 零售市场交易是指吉林省内售电公司与零售用户之间通过 电力零售交易平台（包括电力交易平台和“e-交易”App， 下同），以签约零售套餐的方式开展的购售电交易。虚拟电 厂运营商（含负荷聚合商）与分布式电源、可调节负荷等聚 合资源之间的交易活动纳入零售市场管理范畴，结合市场发 展适时扩大经营主体范围。 适用范围 本细则适用于吉林省电力现货市场运行期间电力零售 市场运营与管理，可根据电力体制改革进程及相关政策文件 调整进行修订。 引用文件 （一）《中共中央国务院关于进一步深化电力体制改 革的若干意见》（中发〔2015〕9 号）及其配套文件 （二）《关于进一步做好电力现货市场建设试点工作 的通知》（发改办体改〔2021〕339 号） （三）《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改 革的通知》（发改价格〔2021〕1439 号） （四）《关于组织开展电网企业代理购电工作有关事 第337页,共401页

项的通知》（发改办价格〔2021〕809 号） （五）《售电公司管理办法》（发改体改规〔2021〕1595 号） （六）《关于进一步做好电网企业代理购电工作的通 知》（发改办价格〔2022〕1047 号） （七）《电力现货市场基本规则（试行）》（发改能源 规〔2023〕1217 号） （八）《电力市场运行基本规则》（中华人民共和国国 家发展和改革委员会第20 号令） （九）《电力中长期市场基本规则》 （发改能源规〔2025〕 1656 号） （十）《国家发展改革委国家能源局关于深化新能源 上网电价市场化改革促进新能源高质量发展的通知》（发 改价格〔2025〕136 号） （十一）《国家发展改革委国家能源局关于印发电力 现货连续运行地区市场建设指引的通知》（发改能源〔2025〕 1171 号） （十二）《关于完善全国统一电力市场体系的实施意 见》（国办发〔2026〕4 号） （十三）《吉林省电力中长期市场实施细则》（东北监 能市场〔2026〕15 号） （十四）《吉林省发展改革委关于进一步优化分时电 第338页,共401页

价政策的通知》（吉发改价格〔2025〕11 号） （十五）《吉林省发展改革委关于做好电力零售市场 价格监管和服务工作的通知》（吉发改价格〔2025〕661 号） 名词解释 （一）电力批发市场：发电企业、批发用户、售电公司、 新型经营主体等各类经营主体之间通过市场化方式开展的 交易活动的总称。（下文简称“批发市场”）。 （二）批发用户：直接参与批发市场的电力用户。 （三）电力零售市场：售电公司、新型经营主体等与零 售用户之间开展的交易活动的总称。 （下文简称“零售市场”）。 （四）零售市场交易：售电公司与电力用户之间开展电 力交易活动的总称。 （五）零售市场用户：参与电力零售市场交易，向售电 公司、新型经营主体购电的电力用户。（下文简称“零售用 户”）。 （六）零售市场结算电价：零售市场中，售电公司和零 售用户在相关合同中共同确认的结算电价（下文简称“结算 电价”）。 （七）零售用户合同电量：零售市场中，售电公司和零 售用户在相关合同中共同确认的电量（下文简称“合同电 量”）。 （八）零售服务关系：售电公司与零售用户协商一致， 第339页,共401页

确立的由售电公司代理零售用户参与零售市场的关系。 （九）交易合同：发电企业与售电公司签订的交易约定 信息。 （十）零售合同：售电公司和零售用户在确立服务关系 时签订的相关约定服务合同。 （十一）市场化零售交易电费结算协议：售电公司、零 售用户和电网企业签订的关于零售市场交易电费结算相关 信息的约定。 （十二）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）。 （十三）虚拟电厂：通过先进的信息通信技术、智能计 量以及优化控制技术，将分布式电源、分布式储能等分布式 资源进行集成，构成能响应电网需求、参与电力市场运行或 接受电网调度的系统。 （十四）虚拟电厂运营商：将具备可调潜力或发电能力 的分布式电源、虚拟机组集中在一起，作为整体参与电力市 场或电网运行，并代理有关事宜的机构。 （十五）电力零售套餐：指售电公司和电力用户、虚拟 电厂运营商与聚合资源约定的包括但不限于交易履约周期、 第340页,共401页

交易电价、服务费等要素构成的购售电价格标准商品。 成员权责 5.1 零售用户 （一）按国家和吉林省有关要求提供注册材料； （二）按照规则参与电力市场交易，确立零售服务关系 并签订零售合同及市场化零售交易电费结算协议； （三）企事业单位、机关团体等办理注册手续时应当关 联用电户号等实际用电信息，并提供必要的单位名称、法定 代表人、统一社会信用代码、联系方式等； （四）按规定履行供用电合同、零售合同及市场化零售 交易电费结算协议，并承担相关违约责任； （五）提供市场交易所必需的电力电量需求以及相关 生产信息等； （六）一般应具备电量分时计量与数据传送条件，数据 准确性与可靠性应能满足相关交易结算要求； （七）向电网企业支付电费，按照电网企业相关收费规 定执行。 （八）具备负荷调节能力的零售用户，可自主选择资源 聚合类经营主体（含虚拟电厂运营商等），由其聚合参与电 能量交易在内的多品种交易。 5.2 售电公司 （一）按国家和吉林省有关要求提供注册材料，办理注 第341页,共401页

册信息变更； （二）按照规则参与电力市场交易，履行交易合同、零 售合同及市场化零售交易电费结算协议； （三）在合同有效期内，依据合同获取相关方履行合同 的信息及资料； （四）按要求提供零售用户注册信息变更情况、零售合 同等资料； （五）按相关规定提供开展交易业务必需的履约保函 或保险凭证，按照市场规则和零售合同承担相关责任； （六）进入电力现货市场，须具备对零售用户日前负荷 预测、按要求报送分时电力需求曲线和报价信息的技术能力； （七）向电网企业获取或者开具增值税专用发票，支付 或收取结算电费； （八）拥有配电网运营权的售电公司需服从电力调度 管理，承担配电区域内电费收取、结算以及开具增值税专用 发票等业务。向电网企业支付购电费、输电费。 （九）保底售电公司按国家及吉林省相关政策规定向 零售用户提供保底售电服务。 5.3 分布式电源 （一）按照电力交易机构相关规定提交注册资料，完成 市场注册，并根据实际情况及时完成注册信息变更。 （二）按照电力市场政策、规则参与电力市场交易，可 第342页,共401页

自主选择资源聚合类经营主体（含虚拟电厂运营商等），确 定聚合关系并签订聚合服务合同。 （三）在聚合服务合同有效期内，按照市场规则向签约 的资源聚合类经营主体提供用于开展聚合服务所需信息、响 应调节指令和控制要求，根据合同获得收益。 （四）履行签订的聚合服务合同，按相关规定和聚合服 务合同承担违约责任。 （五）获取、查看结算依据和电费账单，按规定时间核 对并确认其准确性和完整性。负责向电网企业提供用于资金 收付的银行账户，按规定向电网企业收取款项，完成电费收 取。 （六）分布式电源按要求完成项目建档立卡工作，及时 提供或核对绿证核发所需信息，并对信息的真实性、准确性 负责。 （七）依法依规披露和提供相关市场信息，获得市场交 易、输配电服务等相关信息。 （八）法律法规规定的其他权利和义务。 5.4 虚拟电厂运营商 （一）按照电力交易机构相关规定提交注册资料，完成 市场注册，并根据实际情况及时完成注册信息变更。 （二）按照电力市场政策、规则参与电力市场交易，参 照售电公司足额提交履约保函（保险），及时发布、更新聚 第343页,共401页

合服务套餐，与聚合资源确定聚合关系并签订聚合服务合同。 （三）在聚合服务合同有效期内，依据合同获取相关方 履行合同的信息及资料，根据电力系统运行需要，协调各聚 合资源的运行状态、发用电计划等，提供电能量、辅助服务、 需求响应等市场服务。 （四）履行签订的聚合服务合同，代理聚合资源参与电 力批发交易，按相关规定和聚合服务合同承担违约责任。 （五）获取、查看结算依据和电费账单，按规定时间核 对并确认其准确性和完整性。负责向电网企业提供用于资金 收付的银行账户，按规定向电网企业支付或收取款项，完成 电费收付。 （六）依法依规披露和提供相关市场信息，获得市场交 易等相关信息，承担代理聚合资源的信息保密义务。 （七）按要求配合电力负荷管理中心或电力调度机构 开展可调节容量、调节性能、数据交互等功能测试，根据参 与交易品种接入新型负荷管理系统或电力调度自动化系统。 开展聚合资源实时监测，按要求主动提供调节能力变化情况。 （八）承担电网安全保供义务，按规定服从电力调度机 构统一调度，不得擅自调整运行参数。 （九）法律法规规定的其他权利和义务。 5.5 电力交易机构 （一）负责零售市场成员注册、变更、注销等管理； 第344页,共401页

（二）负责组织零售市场交易； （三）负责建设运营电力零售平台，提供电力零售线上 交易环境； （四）按职责做好零售市场管理，负责监测和分析零售 市场运行情况； （五）收取并管理售电公司、虚拟电厂运营商履约保障 凭证； （六）配合开展售电公司信用管理和市场争议处理，维 护市场秩序协调零售市场出现的其他问题； （七）负责提供电力交易结算依据及相关服务，负责依 法发布零售市场相关信息。 5.6 电网企业 （一）负责零售用户在营销业务应用系统中的用电信 息维护和变更； （二）按照规则签订、管理并履行市场化零售交易电费 结算协议； （三）负责零售用户供用电合同管理和分布式电源购 售电合同管理； （四）负责向电力交易机构提供支撑市场注册、交易、 结算和市场服务所需的相关数据，保证数据交互的完整性、 准确性和及时性。 （五）负责零售用户、聚合资源的计量管理，并根据电 第345页,共401页

力交易机构推送的结算依据，开展电费结算，按期向经营主 体出具电费账单，提供电费账单查询等服务。 （六）负责根据电费账单按时完成电费收付，并向发生 付款违约的经营主体催缴欠款。对于逾期仍未全额付款的售 电公司、虚拟电厂运营商，向电力交易机构提出履约保函（保 险）的使用申请。 （七）依法依规披露和提供相关市场信息，获得市场交 易等相关信息。 （八）组织协调计量和电费结算有关问题，参与协调结 算依据有关问题。 （九）法律法规规定的其他权利和义务。 电力零售市场注册、变更及注销 （一）参加零售市场交易的电力用户、售电公司应当是 具有法人资格、财务独立核算、信用良好、能够独立承担民 事责任的经营主体。内部核算的市场经营主体经法人单位授 权，可参与相应电力交易。 （二）电网企业代理购电的工商业用户可在每月15 日 前申请转为市场交易用户，完成市场注册具备交易资格后， 可选择参与后续月份的批发市场交易或零售市场交易。 （三）批发用户转为零售用户。每月15 日前，批发用 户可自主选择一家售电公司签约零售套餐建立购售电关系， 从次月起转为零售用户。零售套餐签约后，批发用户所持有 第346页,共401页

的后续月份中长期交易合同转移至该售电公司，其中：绿电 合同转移后电量自动关联至该用户，售电公司与用户结算的 绿电环境价值由双方另行签约的绿电环境权益套餐确定。 （四）零售用户转批发用户。每月15 日前（遇法定节 假日截止日期相应提前），零售用户在确认后续月份不存在 未执行的零售合同（零售合同履约到期或已解除）的前提下， 通过电力交易平台自主操作，完成批发市场入市风险阅知和 进入批发市场真实意愿确认后，从次月起转为批发用户。 （五）售电公司市场注册按照《售电公司管理办法》执 行，在吉林省电力零售市场开展交易业务的售电公司需先行 提交履约保函（保险），并按照有关规定执行。 （六）符合参与电力市场交易条件的电力用户，可自主 选择直接参与电力批发交易或者由售电公司代理参与交易； 由售电公司代理参与交易的电力用户，须与一家售电公司签 订零售合同，成为电力零售用户并参加零售交易，零售合同 完成签订或解除前不得再直接参与电力批发交易；同一时间 周期内，电力用户只能以一种身份参与电力市场。 （七）原则上零售用户与售电公司的服务关系在零售 合同存续期间不得变更，服务关系有效期暂为自然年。如确 需中止合同，须双方协商一致、妥善处理原有合同，并签订 中止合同的书面协议，报送电力交易机构，抄送电网企业。 零售用户相关业务全部办结后，才能办理代理服务关系变更。 第347页,共401页

（八）服务关系期满前15 日，电力用户应与原售电公 司续约或重新选择售电公司进行服务关系确认，也可自愿选 择通过批发市场直接向发电企业购电，未进行上述选择的电 力用户默认从次月通过批发市场直接购电，电力用户未签订 交易合同但实际发生的用电量按照批发交易用户参与电能 量现货市场方式进行结算。 （九）虚拟电厂及聚合资源市场注册、变更及注销等按 照《吉林省电力市场注册管理实施细则》执行。 分布式电源参与市场方式 （一）分布式电源根据国家及吉林省新能源相关政策 规定，可自主选择直接或者聚合方式参与市场，其中选择聚 合参与市场的即进入零售市场。 （二）分布式电源可自主选择一家资源聚合类经营主 体（含虚拟电厂运营商等），以聚合方式参与市场。其中： 选择虚拟电厂运营商聚合代理的，应在办理注册前按照电力 负荷管理中心或电力调度机构相关要求完成虚拟电厂技术 支持系统接入，建立聚合关系后，通过电力零售交易平台与 该虚拟电厂运营商签约聚合服务套餐，完成聚合关系确认。 （三）选择虚拟电厂运营商聚合代理的分布式电源发 电项目，可在每年规定时间内选择次年度拟转换的参与市场 方式，包括直接转聚合、聚合转直接参与市场方式。分布式 电源发电项目由直接转聚合方式，应按以下原则开展： 第348页,共401页

1.电力负荷管理中心确认分布式电源发电项目已被聚 合接入虚拟电厂技术支持系统。 2.虚拟电厂运营商注册信息变更生效，新增匹配对应的 分布式电源发电项目关联关系。 3.分布式电源发电项目确认次年度不存在未执行的批 发交易合同。 4.分布式电源发电项目于每年度零售市场交易闭市前 与对应的虚拟电厂运营商按要求确定聚合关系，完成直接转 聚合方式转换。 分布式电源发电项目由聚合转直接方式，应满足吉林省 新能源入市相关政策要求，并按以下原则开展： 1.电力负荷管理中心确认分布式电源发电项目已取消 接入虚拟电厂技术支持系统。 2.虚拟电厂运营商注册信息变更生效，原聚合关系次月 起自动失效。 3.分布式电源发电项目于每年度零售市场交易闭市前 选择以直接方式参与市场，完成聚合转直接方式转换。 （四）已聚合参与交易的分布式电源发电项目，应在聚 合服务合同履约到期前，及时签订后续时间的聚合服务合同。 未及时与资源聚合类经营主体（含虚拟电厂运营商等）签订 新的聚合服务合同且未转为直接参与市场方式的，自无聚合 服务合同可履约的月份起按接受市场价格方式参与市场。 第349页,共401页

电力零售交易平台 （一）吉林省电力零售交易通过电力零售交易平台（吉 林省电力交易平台和e-交易APP 的零售商城专区）开展。 售电公司与零售用户应在电力零售交易平台开展代理关系 绑定、零售合同签订及解除、零售合同调整及确认、结算结 果查询及确认等业务。 （二）符合吉林省零售市场入市条件的售电公司，可在 电力零售交易平台开设虚拟商铺并自主设置店铺简介、图标 等信息，经电力交易机构审核通过后，在电力零售交易平台 正式上线。 （三）零售市场经营主体应确保在电力零售交易平台 进行的所有操作均为有权代表本企业的人员完成。经营主体 应妥善保管账户、密码等登录信息，避免因账户、密码被他 人获取给自身带来损失。 电力零售套餐、聚合服务类套餐 （一）电力零售套餐是零售市场经营主体约定购售电 资费的标准化商品，其中标准化零售套餐指按照规定的套餐 模板配置上架、向社会公众公开发布的套餐；虚拟电厂运营 商与聚合资源之间签约的聚合服务套餐纳入零售套餐管理。 （二）零售套餐制定原则 1.售电公司、虚拟电厂运营商制定套餐时应充分结合自 身运营成本、批发市场购电成本、市场交易能力、风险预控 第350页,共401页

能力等因素合理确定套餐价格。 2.售电公司与零售用户、虚拟电厂运营商与聚合资源之 间签约的聚合服务套餐交易价格应不包括非电力市场化购 售电交易费用（如设备运维费等）。 （三）零售套餐内容。公开上架的零售套餐包括但不限 于套餐类型、执行周期、交易电量约束、电能量交易价格、 绿电环境权益价值、是否允许协商变更等关键条款。零售套 餐按自然月生效。 （四）零售套餐类别。零售套餐分为常规电能量套餐、 绿电套餐和保底售电套餐，以及适应新型经营主体参与市场 需要的聚合服务套餐。 （五）常规电能量套餐 现阶段，常规电能量套餐分为固定价格套餐、市场均价 +浮动服务费套餐、价差分享/分摊套餐。 1.固定价格套餐 固定价格套餐是指售电公司与零售用户约定各时段固 定交易结算价格P1T，不随市场行情浮动，零售用户可根据 电力市场运行情况、燃煤发电市场价格走势等相关信息，合 理确定签约的套餐电价。 对固定价格套餐设置封顶价格条款，当甲方套餐电价超 过封顶价格时，对零售用户各时段套餐电费等比例缩减后进 行结算。各时段电费缩减比例计算方法为L 缩减比例=P 套餐电费/P 第351页,共401页

封顶，其中：P 套餐电费为各时段套餐电费之和/各时段甲方电量之 和。封顶价格计算方法为P 封顶=P 售均×（1+n%），其中：P 售 均为履约月全体售电公司批发市场电能量结算均价（不含月 度追退补电量、不含市场运营费用），按吉林省相关市场规 则计算；n%为封顶系数，n%暂取3%，具体按照吉林省相 关电价政策及市场规则执行。 2.市场均价+浮动服务费套餐 零售用户与售电公司在市场均价的基础上，约定售电公 司提供电力市场化购售电交易服务的服务费系数P0，且24 个时段均相同。 甲方各时段电能量价格P2T=Pt 售均（1+P0%） 其中：Pt 售均为t 时段履约月全体售电公司批发市场电能 量结算均价（不含月度追退补电量、不含市场运营费用）， 具体按吉林省相关市场规则计算。P0 取值需为整数，且P0≦3。 3.价差分享/分摊套餐 售电公司与零售用户约定的套餐电价在基准价Pt 基的基 础上，对本售电公司购电均价低于或高于基准价的部分，按 约定的比例分享或分摊给用户。 甲方各时段电能量价格P3T=Pt 基-（Pt 基-Pt 售均）×K 分成%， 其中：Pt 基为履约月全体售电公司批发市场电能量结 算均价Pt 售均×（1+f 浮动%），按吉林省相关市场规则计算； f 浮动为浮动系数，暂取3；K 分成%为归用户的分享或分摊 第352页,共401页

比例，0≤K 分成≤100，K 分成取值需为整数。 （六）绿电套餐 该套餐适用于购买绿电的零售用户。零售用户通过其签 约的售电公司购买绿电，甲方绿电交易合同电量按每月乙方 分配给甲方的绿电交易合同电量计算，绿电电能量的购买按 用户与售电公司签约的常规电能量套餐执行，绿电环境价值 （绿证价格）按照履约月全体售电公司省内批发市场绿证结 算均价进行计算，无需另行约定。 （七）保底售电套餐。零售用户与售电公司根据吉林省 保底售电相关规定，自动匹配形成保底价格，双方无须另外 签约零售合同。 （八）聚合服务套餐 1.固定价格聚合套餐 虚拟电厂运营商与代理的聚合资源约定各时段套餐电 价P 为一口价，若聚合资源为发电类聚合资源，则按照我 省新能源入市相关政策对未纳入机制的电量按套餐结算。 2.市场均价+服务费套餐 聚合资源主体与虚拟电厂运营商在市场均价的基础上， 约定虚拟电厂运营商提供电力市场化购售电交易服务的服 务费，且24 个时段均相同，若甲方为负荷侧资源主体，服务 费为Pt 负荷；若甲方为电源侧资源主体，服务费为Pt 电源；若甲 方为储能类资源主体，充电服务费为Pt 储能（充电），放电服务费 第353页,共401页

为Pt 储能（放电）。 Pt 虚拟电厂运营商批发侧结算均价为t 时段履约月本虚拟电厂运营商批发 市场电能量结算均价，具体按吉林省相关市场规则计算。 若甲方为负荷侧资源主体，甲方各时段电能量价格： P2T=Pt 虚拟电厂运营商批发侧结算均价+Pt 负荷； 若甲方为电源侧资源主体，甲方各时段电能量价格： P2T=Pt 虚拟电厂运营商批发侧结算均价-Pt 电源 若甲方为储能类资源主体，甲方充电、放电各时段电能 量价格： P2T（充电）=Pt 虚拟电厂运营商批发侧结算均价+Pt 储能（充电） P2T（放电）=Pt 虚拟电厂运营商批发侧结算均价-Pt 储能（放电） 3.红利分享套餐 负荷型虚拟电厂与聚合用户约定的套餐电价在基准价 Pt 基的基础上，对虚拟电厂购电电价低于基准价的部分，按 约定的红利分享比例分享给用户。 甲方各时段电能量价格P3T=Pt 基-（Pt 基-Pt 虚拟电厂运营商批发侧结算均 价）×K 红利分享% 其中：K 红利分享%为归用户的红利分享的比例，50≤K 红利分 享≤100，K 红利分享取值需为整数。 （九）零售套餐变更和解除。经营主体如有需求，经双 方协商一致，每月25 日前（如遇政策或规则发生重大变化 时可适当调整）可变更尚未履约月份的零售套餐类别、参数 第354页,共401页

或解除零售合同后签约新的套餐。现阶段，虚拟电厂运营商 除被暂停交易或退出市场外，暂不允许其与代理的聚合资源 解除聚合服务合同。 10 电力零售市场交易组织 （一）售电公司参与零售交易，可售电量规模按照资产 总额对应年售电量和履约保障凭证计算对应电量的最小值 执行。 （二）资源聚合类经营主体（含虚拟电厂运营商等）的 聚合资源范围、主体类型、交易单元等按照《吉林省电力市 场注册管理实施细则》执行。 （三）电力交易机构根据国家政策、市场规则变化情况， 适时对零售合同（聚合服务合同）示范文本进行修订，履行 电力市场管理委员会审议程序，并报告政府主管部门备案后 发布。 （四）同一零售用户、可聚合资源（含分布式电源发电 项目、储能、电动汽车充电设施、工商业用户）在同一合同 有效期内，仅可与一家售电公司或资源聚合类经营主体（含 虚拟电厂运营商等）建立购售电关系或聚合关系，且全部工 商业用电量或上网电量均通过该售电公司或资源聚合类经 营主体（含虚拟电厂运营商等）代理参与市场交易，不得再 单独参与电力批发交易。若一个零售用户名下的多个用电户 号中，仅部分具备可调节能力，该用户可申请按户号资源属 第355页,共401页

性拆分为两个独立的零售用户主体进行注册。拆分后，绑定 全部具备调节能力户号的新主体，可选择由虚拟电厂（负荷 聚合商）代理；绑定不具备调节能力户号的新主体，则选择 由售电公司代理。 （五）零售合同达成后，售电公司有权查询其代理用户 的历史电量数据。零售用户可自主选择分享其他有关信息， 便于售电公司提供适合的零售套餐。售电公司对零售用户信 息负保密责任，不得以任何方式泄露所接触和知悉的零售用 户信息。资源聚合类经营主体（含虚拟电厂运营商等）与聚 合资源的信息查询及管理等参照本项规定执行。 （六）参与零售市场交易的电力用户，应及时选购零售 套餐，并与售电公司在电力零售交易平台以电子合同形式达 成零售合同，确立代理服务关系，有关条款订立需满足零售 合同示范文本要求，各经营主体不再签订纸质零售合同（或 代理协议），购售双方达成的电子合同具备法律效力，作为 零售市场结算的唯一依据。资源聚合类经营主体（含虚拟电 厂运营商等）与聚合资源的聚合服务套餐选购、聚合服务合 同签订、确立聚合服务关系等参照本项规定执行。 （七）现阶段，零售市场交易方式主要为双边交易，资 源聚合类经营主体（含虚拟电厂运营商等）与聚合资源的交 易方式参照执行。具体交易流程如下： 1.套餐选购及关系绑定。售电公司根据电力交易机构发 第356页,共401页

布的标准化套餐模板，通过电力交易平台，制定零售套餐， 发起代理服务关系绑定流程，向电力用户定向发送，电力用 户在电力交易平台确认后提交电力交易机构。 2.流程核验。电力交易机构对零售市场经营主体提交的 代理服务关系绑定、零售套餐选购等流程进行核验。 3.零售合同达成。售电公司与零售用户确认后，在电力 交易平台达成电子化零售合同，合同正式生效，双方代理服 务关系确立，零售套餐从次月起执行。电力交易机构以购售 双方在电力交易平台达成的零售合同数据及信息作为执行 依据。 11 零售市场结算 售电公司通过双边协商方式与零售用户开展零售交易， 售电公司与零售用户双向自主选择，签订电子化零售合同， 电力交易机构依据零售合同开展交易结算。售电公司、零售 用户和电网企业三方签订市场化零售交易电费结算协议。电 网企业依据市场化零售交易电费结算协议开展电费结算。虚 拟电厂及聚合资源主体结算参照零售市场结算规则执行。 11.1 结算周期 售电公司、虚拟电厂运营商在批发市场采用“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。 第357页,共401页

零售用户、聚合资源主体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。 11.2 结算时段 批发市场以1 小时作为一个结算时段，零售市场以售电 公司与零售用户签订的零售合同要求为依据开展结算。 11.3 结算电量 售电公司在参与电力批发市场交易前，须根据零售用户 实际用电需求，在电力交易平台提交市场交易电量需求。零 售用户以月度可参与市场实际用电量，作为其市场化结算电 量。售电公司以其代理的零售用户参与市场实际用电量之和， 作为其市场化结算电量。 11.4 结算电价 批发市场结算电价包括但不限于：中长期批发市场成交 电价、日前市场统一结算点电价、实时市场统一结算点电价、 月度日前市场加权均价、月度实时市场加权均价。零售市场 结算电价包括零售用户结算电价。 11.5 结算电费 11.5.1 零售用户 零售用户总电费结算具体算法依据《吉林省电力市场电 费结算实施细则》确定，其中零售用户调平电量按照零售价 格算术均价进行结算，零售用户所属户号、计量点电价按零 第358页,共401页

售用户结算均价执行。 11.5.2 售电公司 售电公司结算电费采取费差方式，即：售电公司结算电 费＝零售市场售电费－批发市场购电费。售电公司结算电费 为售电公司在电力市场中的运营收益。 （一）售电公司在批发市场购电费 按照批发市场结算规则进行电费结算，具体算法依据 《吉林省电力市场电费结算实施细则》确定。 （二）售电公司在零售市场售电费 售电公司零售市场售电费，即零售用户分别结算零售总 电费之和。 11.6 市场结构平衡费用处理 用电侧分摊（分享）的市场结构平衡费用，由售电公司 与零售用户协商一致、自主选择按电量占比计算零售用户可 分摊（分享）费用额度，协商确定该部分费用由双方分摊（分 享）的比例，并在交易平台填报确认双方分摊（分享）比例， 电力交易机构据此开展结算。设置分摊/分享市场结构平衡 费用参数需用户法定代表人或授权代理人签订知情书并在 吉林电力交易平台上传。 鉴于市场结构平衡费用结算周期的实际情况，在零售合 同执行月内产生的所有结算费用，按照售电公司与零售用户 在零售合同中的约定执行；如遇零售用户销户等情况，导致 第359页,共401页

市场结算相关费用无法分摊（分享）时，统一由零售合同执 行月内所绑定的售电公司进行分摊（分享）。 11.7 电量追补 经营主体由于历史发用电量计量差错等原因需要进行 电费追补调整的，需重新计算涉及月份有关经营主体的市场 化电费，并将差额电费纳入待追补电费事项。电量差错追补 调整追溯期原则上不跨年。 零售用户追补结算电费：当历史月份结算电量出现偏差 时，以追补电量对应区间的零售电价计算追补电费；零售用 户追补电量方式按照《吉林省电力市场电费结算实施细则》 执行。 售电公司追补购电支出：追补电量方式按照《吉林省电 力市场电费结算实施细则》执行。 售电公司追补电费按照零售用户追补结算电费与售电 公司追补购电支出电费之差计算。 12 售电公司市场退出 售电公司市场注销方式分为申请注销和自动注销两种， 无论何种方式注销，均应与合同相关方协商一致，妥善处理 好相关合同事宜。拟注销的售电公司退出市场前需结清市场 化电费和交易手续费。 售电公司注销退出市场的，其代理的零售用户可选择与 其他售电公司签订零售合同，合同关系自建立之日起次月生 第360页,共401页

效。 虚拟电厂市场注销参照售电公司市场注销规定执行。 12.1 强制退出零售市场 在政府主管部门确认售电公司符合强制退出条件后，应 通过政府指定网站向社会公示。公示期满无异议的，政府主 管部门通知电力交易机构对该售电公司实施市场注销。 售电公司被强制退出，其所有已签订但尚未履行的交易 合同优先通过自主协商的方式，在10 个工作日内完成处理； 自主协商期满，退出售电公司未与合同购售电各方就合同解 除协商一致的，由政府主管部门征求合同购售电各方意愿， 通过电力市场交易平台以转让、拍卖等方式转给其他售电公 司；经合同转让、拍卖等方式仍未完成处理的，已签订尚未 履行的交易合同终止履行，零售用户可以与其他售电公司签 订新的零售合同，否则由保底售电公司或电网企业代理该部 分零售用户，并按照相关要求与保底售电公司或电网企业签 订相关合同及协议，并处理好其他相关事宜。 12.2 自愿退出零售市场 售电公司可自愿申请注销退出售电市场，应提前45 个 工作日向电力交易机构提交退出申请，明确退出原因和计划 的终止交易月。电力交易机构将退出申请及相关材料通过政 府指定网站向社会公示。公示期满无异议的，方可办理注销 退出市场手续。 第361页,共401页

在政府主管部门和能源监管机构协调下，自愿退出售电 公司应在终止交易月之前通过自主协商的方式完成交易合 同处理。终止交易月之前（含当月），交易合同由该售电公 司继续履行。自愿退出售电公司未与交易合同各方就合同解 除协商一致的，须继续参与市场化交易，直至交易合同履行 完毕或合同各方同意终止履行。对继续履行交易合同确实存 在困难的，其批发合同及电力用户按照有关要求由保底售电 公司或电网企业承接。对交易合同各方造成的损失由自愿退 出售电公司承担。 拥有配网运营权的售电公司申请退出时，应提供妥善处 置配电资产的证明或者有电网企业接受并提供保底供电服 务的相关文件。 13 保底售电机制 本办法适用于由保底售电公司承接的保底售电服务。吉 林电力交易中心有限公司（下文简称“交易中心”）在吉林 省能源局、吉林省发展和改革委员会（下文简称“吉林省发 改委”）、国家能源局东北监管局（下文简称“东北能监局”） 指导下，依据本机制开展保底售电公司遴选、保底售电服务 等工作。 13.1 保底售电公司产生方式 （一）保底售电公司每年确定一次，由售电公司申请， 交易中心开展遴选，报吉林省能源局、吉林省发改委、东北 第362页,共401页

能监局备案后，向市场主体公布。 （二）保底售电公司选取的条件为： （1）经营稳定。资产规模大、经营现金流稳定，具有 承接保底售电服务的财务能力。 （2）信用良好。无不良信用记录，企业法人及其法定 代表人、董事、监事、高级管理人员无不良信用记录，开展 信用评价后，评价结果排名靠前。 （3）资金储备充足。按时提交履约保函、保险，履约 保函、保险额度充足，承担保底售电服务时具有充足的资金 保障。 （4）人员技术实力强。交易电量大，代理用户数量多， 用户服务水平高。 （三）保底售电公司选取和增补的流程为： （1）意向征集。需要选择和增补保底售电公司时，交 易中心向近三年度交易电量平均值前8 名的售电公司发出 意向征集通知。如果近三年度交易电量平均值前8 名的售电 公司无意向或无法达成保底售电协议，也可适当扩大征集范 围。 （2）递交意向申请书。近三年度交易电量平均值前8 名售电公司自愿成为保底售电公司的，需向交易中心报送保 底售电公司申请书，申请书需包含经营稳定、信用良好、资 金储备充足、人员技术实力强等证明材料以及最大保底售电 第363页,共401页

服务费，并承诺自愿承担保底售电服务和保底售电风险。 （3）择优选择。交易中心审核保底售电公司近三年度 交易电量平均值、资产规模、资金储备等信息，优先选择资 产优良、资金链充足、人员技术实力强、无不良信用记录等 条件较好的售电公司，并按照具体评分标准进行打分，按分 数由高到低排序，选取5 家保底售电公司,3 家增补保底售电 公司。在实际运行过程中如遇特殊情况可适时进行调整。 （4）签订保底售电承诺书。由交易中心组织保底售电 公司签订保底售电承诺书，在承诺书中明确保底售电服务内 容、义务、服务费等。 （5）报备。将选取的保底售电公司名单向政府主管部 门报备。 （6）公布。向市场主体公布保底售电公司名单。 （四）保底售电公司评分标准： 遴选后的售电公司，暂采用综合得分排序法进行评分排 序，后续视情况灵活调整。综合得分=售电公司近三年度交 易电量平均值/所有已遴选的售电公司近三年度交易电量平 均值之和*50%+最近1 次年度信用评价得分/所有已遴选的 售电公司最近1 次年度信用评价得分之和*50%。其中售电 公司信用评价得分参考北京电力交易中心发布的《电力市场 主体交易信用评价指标体系》售电公司信用评价指标体系执 行。 第364页,共401页

13.2 保底售电服务 （一）当满足以下启动条件之一时，交易中心报吉林省 能源局、吉林省发改委、东北能监局同意后，启动保底售电 服务。 （1）售电公司未在截止期限前缴清结算费用。 （2）售电公司不符合市场履约风险有关要求，包括但 不限于发生恶意违约、毁约等情况。 （3）售电公司自愿或强制退出市场，其购售电合同经 自主协商、整体转让未处理完成。 （二）启动保底售电服务时，交易中心书面通知保底售 电公司、拟退出售电公司，以及拟退出售电公司的批发合同 各方、电力用户。保底售电公司从发出通知次月起承接批发 合同及电力用户服务，其保底售电服务对应的市场化交易单 独结算。电力用户执行保底零售价格，不再另行签订协议， 对应代理关系及相关未处置的合同自动转至保底售电公司。 （三）中长期模式下，保底零售价格按照电网企业代理 购电价格的1.5 倍执行。现货连续结算试运行或正式运行期 间，保底零售价格按照实时现货市场月度分时加权均价的2 倍执行，如需调整根据国家有关规定执行。 （四）保底售电公司须对保底售电业务单独记账、独立 核算，并每月将相关价格水平、盈亏情况、保底用户变化情 况报省能源局，同时抄送电力交易中心。 第365页,共401页

（五）因启动保底售电服务对批发合同各方、电力用户 造成的损失，由拟退出售电公司承担。 （六）自愿申请注销或被强制退出或自愿退出的售电公 司未能处理好购售电合同相关事宜的，应按照交易中心依法 依规制定的售电公司保函、保险偿付方案，由电网企业完成 履约保函、保险使用、偿付工作。当履约保函、保险等额度 无法覆盖相关损失，由退出售电公司与相关电力用户自行协 商或通过法律途径解决。 （七）拥有配电网运营权的售电公司申请自愿退出时， 应妥善处置配电资产。若无其他公司承担该地区配电业务， 由电网企业接收并提供保底供电服务。 （八）保底售电服务次序。因售电公司原因启动保底售 电服务时，一家售电公司的批发合同电量及零售用户，全部 由一家保底售电公司承接。批发合同电量及零售用户被承接 的售电公司按启动保底服务的时间从先到后排序，同一启动 时间则按其近12 个月实际售电量从大到小排序，保底售电 公司按排序表先后排位循环排序，依次对应启动保底售电服 务。 13.3 保底售电公司管理 （一）保底售电服务满一个月后，零售用户可自主选择 与售电公司（包括保底售电公司）协商签订新的零售合同或 转为批发用户。若期限过后，零售用户仍未与售电公司协商 第366页,共401页

签订新的零售合同或转为批发用户，相关电价费用由零售用 户自行承担。 （二）保底售电公司应本着诚信和专业原则提供保底售 电服务，严格执行市场交易规则、严格遵守市场监管制度。 14 市场监管和风险防控 （一）国家能源局东北能源监管局会同吉林省能源局、 吉林省发改委对零售市场进行监管，确保交易、结算行为规 范有序。 （二）交易中心负责本细则的具体实施工作，根据吉林 省能源局、吉林省发改委、东北能监局要求，依规履行市场 运营、市场监测和风险防控等职责。 （三）为防范售电公司违约欠费风险，保障市场经营主 体的合法权益，售电公司应按照履约保障凭证管理制度规定 的额度及时、足额提交履约保障凭证。 （四）售电公司应对其代理的零售用户全面、如实、客 观的说明电力交易相关政策、市场规则及有关业务情况。如 有市场经营主体以书面形式反映售电公司在零售市场中恶 意竞争、隐瞒相关信息、虚假宣传或未向零售用户尽到充分 告知义务等方面情况，经核实情况属实的，交易中心将违规 售电公司记入市场经营主体信用评价，并向东北能监局、吉 林省发改委、吉林省能源局进行报告。 （五）市场经营主体存在通过垄断、不正当竞争、滥用 第367页,共401页

市场支配地位等方式恶意扰乱市场秩序，以及落实重大政策 文件不力等情形，经警告拒不整改的，交易中心应及时向东 北能监局、吉林省发改委、吉林省能源局进行报告，经核定 确认后记入市场经营主体信用评价，并视情节轻重予以惩戒。 15 附则 （一）市场交易和结算中发生争议时，市场成员可自行 协商解决；协商无法达成一致时，可提交吉林省能源局、吉 林省发改委、东北能监局调解处理，也可提交仲裁委员会仲 裁或者向人民法院提起诉讼。 （二）本细则未尽事宜按照相关市场规则执行。遇国家 和吉林省相关政策及规则发生重大变化时，从其规定。 第368页,共401页

吉林省电力市场计量管理实施细则 （试行4.1 版） 第369页,共401页

名词解释 1.电能计量装置：由各种类型的电能表或与计量用电压、 电流互感器（或专用二次绕组）及其二次回路相连接组成的 用于计量电能的装置，包括成套的电能计量柜（箱、屏）。 2.结算计量点：电网企业与经营主体间进行电能量贸易 结算的计量点。 3.考核计量点：是指根据需要设置在电网企业或发、供 电企业内部用于经济技术指标考核的各电压等级的变压器 侧、输电和配电线路端以及无功补偿设备处的电能计量点， 主要包括：发电企业的发电机组、厂用电等计量点，电网企 业变电站线路出口、主变高低压侧、无功补偿设备处等计量 点。 4.电能量远方终端：应用在发电厂和变电站的终端，可 以实现电能表信息的采集存储和电能表运行工况监测，并对 采集的信息进行管理和传输。 5.用电信息采集终端：用电信息采集终端是对各信息采 集点用电信息采集的设备，简称采集终端。用电信息采集终 端按应用场所分为专变采集终端、集中抄表终端、分布式能 源监控终端、融合终端等类型。 6.智能电能表：由测量单元、数据处理单元、通信单元 等组成，具有电能量计量、信息存储及处理、实时监测、自 动控制、信息交互等功能的电能表。 第370页,共401页

7.智能物联电能表：由计量模组、管理模组、扩展模组 构成，具备电能计量、数据处理、实时监测、自动控制、环 境感知、信息交互和通信路由等功能，同时能满足物联网需 求的智能电能表。 8.专变采集终端：对专变用户用电信息进行采集的设备。 可以实现电能表数据的采集、电能计量设备工况和供电电能 质量监测，以及客户用电负荷和电能量的监控，并对采集数 据进行管理和双向传输。专变采集终端按外形结构和I/O 配置分为Ⅰ型、Ⅱ型、Ⅲ型三种型式。 9.集中器：集中器是指收集各采集器或电能表的数据， 并进行处理储存，同时能和主站或手持设备进行数据交换的 设备。集中器按功能分为集中器Ⅰ型和集中器Ⅱ型两种型式。 10.台区智能融合终端（SCU）：安装在低压台区的智能 化采集与控制终端，满足高性能并发、大容量存储、多采集 对象、就地化分析决策、协同计算需求，具有数据采集、设 备运行状态监测、电能计量等功能，支撑营销、配电及新兴 业务发展需求。 11.能源控制器（专变）（ECU）：安装在专变用户侧的 智能化采集与控制终端，采用硬件模组化、系统平台化、功 能软件化设计，具有电能计量、数据采集、配变监测、智能 控制、电动汽车有序用电、用能管理、回路状态巡检、停电 事件上报、非介入式负荷辨识等功能。 第371页,共401页

12.低压电力线高速载波通信（HPLC）：一种具备高速、 互联互通特点，工作在0.7～12MHz 频段范围内的高速载波 通信技术。 13.双模通信单元：采用电力线高速载波和基于OFDM 的高速无线通信技术进行数据传输的通信模块或通信设备。 可分为单相表双模通信单元、三相表双模通信单元、终端本 地双模通信单元、I 型采集器双模通信单元、双模II 型采集 器等类别。 14.宽量程低压电流互感器：测量范围为额定一次电流 0.1%~200%的低压电流互感器。 15.抗直流偏磁低压电流互感器：安装于0.4kV 电力线路 上的一种具有抗直流偏磁的电流互感器。 第372页,共401页

目录 名词解释.................................................................................................................................................................. 2 1 总述.......................................................................................................................................................................1 2 适用范围..............................................................................................................................................................1 3 引用文件..............................................................................................................................................................1 4 计量点设置.........................................................................................................................................................1 5 计量及采集装置配置...................................................................................................................................... 4 5.1 计量装置配置要求...............................................................................................................................4 5.2 采集终端配置要求...............................................................................................................................6 5.3 设备配置选型要求...............................................................................................................................6 6 计量及采集装置运行管理.............................................................................................................................7 6.1 计量装置运行管理...............................................................................................................................7 6.1.1 投运前管理................................................................................................................................7 6.1.2 计量装置现场检验管理.........................................................................................................7 6.1.3 计量装置运行维护管理.........................................................................................................7 6.2 采集终端运行管理...............................................................................................................................8 7 申校仲裁管理.................................................................................................................................................... 9 8 计量数据管理.................................................................................................................................................... 9 8.1 数据管理要求........................................................................................................................................9 8.2 数据采集信息系统管理要求............................................................................................................9 8.3 数据采集管理要求............................................................................................................................10 9 数据拟合规则..................................................................................................................................................10 9.1 直调电厂上网电量计量数据拟合................................................................................................10 9.2 发电侧直采数据拟合....................................................................................................................... 14 9.3 用户侧上网电量计量数据拟合.....................................................................................................15 附件一：贸易结算和指标考核的电能计量点位置.................................................................................19 附件二：计量采集设备选型配置方案........................................................................................................22 附件三：低压用户拟合典型曲线.................................................................................................................27 第373页,共401页

总述 本细则规范了吉林省电力市场用于市场交易、结算的电 能计量及用电信息采集装置、电能量采集终端的技术管理工 作。 适用范围 本细则适用于吉林省电力经营主体的电能计量及采集 管理，包括计量点、计量及采集装置配置、计量及采集装置 运行管理、申校仲裁管理及计量数据管理等。 引用文件 （一）《中华人民共和国电力法》 （二）《中华人民共和国计量法》 （三）《中华人民共和国计量法实施细则》 （四）《电能计量装置技术管理规程》 （五）《供电营业规则》 （六）《电力现货市场基本规则（试行）》（发改能源规 〔2023〕1217 号） 计量点设置 计量点的设置应满足以下基本原则（详见附件一）： （一）贸易结算用电能计量点设置在购售电设施产权 分界处，出现穿越功率引起计量不确定或产权分界处不适宜 安装等情况的，由购售双方或多方协商。 第374页,共401页

（二）Ⅰ类电能计量装置、计量单机容量100MW 及以 上发电机组贸易结算电量的电能计量装置和电网企业之间 购售电量的110（66）kV 及以上电能计量装置，宜配置型号、 准确度等级相同的计量有功电量的主副两只智能电能表，并 按照一一对应原则安装联合试验接线盒。 （三）当用电客户采用2 个及以上电源供电时，每个电 源受电点分别设置电能计量装置。 （四）分电能计量点按不同电价类别分别设置，电能计 量装置安装在执行不同电价受电装置出线处，采用总表加分 表的计量方式。 （五）考核用电能计量点，根据需要设置在电网企业或 发、供电企业内部用于经济指标考核的各电压等级的变压器 侧、输电和配电线路端以及无功补偿设备处。 （六）为实现机组电量计量，对于参与现货交易的发电 企业应增设考核计量点，并满足以下要求： （1）燃煤机组在主变高压侧设置考核计量点作为分机 组电量分配考核计量点，机组单机上网电量按考核计量点所 计电量占贸易结算电量的比例计算； （2）风电、光伏发电按照项目分期设置考核计量点作 为分期电量分配考核计量点，单期上网电量按计量表计直接 计量电量或按考核计量点所计量电量占贸易结算电量的比 例计算； 第375页,共401页

（3）对于参与电量分配计算的考核计量点，电量计算 公式等内容应在相关合同、协议中给予明确； （4）配有电蓄热装置或配套储能装置的发电企业，应 在电蓄热装置或配套储能装置用电联网线路处设置考核计 量点。 （七）电动汽车充电桩的电源接入处，均配置专用的电 能计量装置及用电信息采集终端，应使用智能物联表。 （八）分布式电源接入公共电网按照以下三条原则设 置计量点： （1）运营模式为统购统销模式（发电量全部上网）： 在供用电设施产权分界处设置关口计量点，同时计量电价补 偿电量和关口电量； （2）运营模式为自发自用余电上网：采用三点计量法， 计量点1 为上网计量点，计量用电客户与公共电网交换的电 量；计量点2 为发电量计量点，计量分布式电源发电量；计 量点3 为用电量计量点，计量用电客户自用电量； （3）分布式电源自用电从发电设备外获取工作电源： 分别设置计量点，计量发电设备自发自用电量和外部工作电 源用电量。 （九）执行功率因数调整电费的电力用户，应配置计量 有功电量、感性和容性无功电量的智能电能表；按最大需量 计收基本电费的电力用户，应配置具有最大需量计量功能的 第376页,共401页

智能电能表；实行分时电价的电力用户，应配置具有多费率 计量功能的智能电能表；具有正、反向送电的计量点应配置 计量正向和反向有功电量以及四象限无功电量的智能电能 表。 （十）独立储能：计量装置要具备正向有功、反向有功 和四象限无功电能量计量功能，支持15 分钟分时电能量和 分时费率电能量冻结、累计和存储，计量装置时钟应具有日 历、计时、同步功能，具备失压、断相、掉电、开盖等各类 事件记录功能。 计量及采集装置配置 电能表、用电信息采集设备、电能量远方终端应安装在 现场计量屏、计量箱内，经营主体计量点应满足计量及采集 装置的安装条件，如暂不满足安装要求，应按规定时限完成 改造。 5.1 计量装置配置要求 各经营主体的计量点应至少安装一套符合技术要求的 电能计量装置。运行中的电能计量装置按计量对象重要程度 和管理需要分为五类，分类细则如表1。 表1 电能计量装置分类细则 类型 分类要求 Ⅰ类 220kV 以上贸易结算用电能计量装置 第377页,共401页

500kV 及以上考核用电能计量装置 计量单机容量300MW 及以上发电机发电量的电能计量装 置 Ⅱ类 66kV-220kV（不含）贸易结算用电能计量装置 220kV-500kV（不含）考核用电能计量装置 计量单机容量100MW-300MW（不含）发电机发电量的电 能计量装置 Ⅲ类 10kV-66kV（不含）贸易结算用电能计量装置 10kV-220kV（不含）考核用电能计量装置 计量100MW（不含）以下发电机发电量、发电企业厂（站） 用电量的电能计量装置 Ⅳ类 380V-10kV（不含）电能计量装置 Ⅴ类 220V 单相电能计量装置 各类电能计量装置应配置的电能表、互感器准确度等级 不应低于表2 所示值。 表2 准确度等级 电能计量装 置类别 准确度等级 智能电能表 电力互感器 有功 无功 电压互感器 电流互感器* Ⅰ 0.2S 0.2 0.2S Ⅱ 0.5S 0.2 0.2S 第378页,共401页

Ⅲ 0.5S 0.5 0.5S Ⅳ 0.5 0.5S Ⅴ — — 0.5S *发电机出口可选用非S 级电流互感器。 其中，I 类、Ⅱ类电能计量装置应安装同型号、同规格、 同精度的主副智能电能表各一套。主副表应有明确标志，以 主表计量数据作为结算数据，副表计量数据作为参考。当确 认主表故障后，副表计量数据替代主表计量数据作为电量结 算数据。可针对各类用户负荷特性，科学配置低压电流互感 器，对电窑炉、陶瓷卫浴、金属加工、烘培烘烤等用户，优 先选用抗直流电流互感器（DBI 型）；对于监测发现负荷波 动大、以及过负荷用户，优先选用宽量程电流互感器。 5.2 采集终端配置要求 现货交易的经营主体采集终端应满足以下配置要求： （一）发电企业应安装电能量远方终端。 （二）供/用电电压在10 千伏及以上的分布式电源及 用户，应安装专变采集终端，或采用具备远程通信功能的智 能表直接计量采集。 （三）供/用电电压在10 千伏以下的分布式电源及用 户，宜安装集中器。 5.3 设备配置选型要求 各类关口及用户计量点智能电能表、采集终端、互感器 第379页,共401页

等设备选型配置方案见附件二。 计量及采集装置运行管理 6.1 计量装置运行管理 6.1.1 投运前管理 各类电能计量装置的设计方案应相关电能计量专业人 员审查通过。参与现货交易的发电企业、拥有配电网运营权 的售电公司向电网企业申请设置（变更）关口计量点时，应 及时提供电能计量装置设计方案，经由电网企业组织有关电 能计量专业人员审查通过后再行建设。计量装置现场安装接 线工艺应严格执行《电能计量装置安装接线规则》 （DL/T825-2021）的要求。电能计量装置投运前应由电网企 业负责组织进行全面验收，合格后再申请送电。 6.1.2 计量装置现场检验管理 新建、改（扩）建关口计量装置投运后，产权单位 应建立相应的运行档案并及时维护。新建、改（扩）建 关口计量装置在投运后1 个月内，应进行首次现场检验 （投运时间以首次抄见电量时间为准），并定期开展周期 现场检验，发现不合格的电能计量装置应及时申请更换。 经营主体内部用于电量考核、电量平衡、经济技术指标 分析的电能计量装置，宜应用运行监测技术开展运行状 态检测。 6.1.3 计量装置运行维护管理 第380页,共401页

安装在发电企业、拥有配电网运营权的售电公司生产运 行场所的电能计量装置，运行人员应负责监护，保证其封印 完好；安装在用户侧的电能计量装置，由用户负责保护其封 印完好，装置本身不受损坏或丢失。 当电能计量装置发生故障时，应及时通知电能计量技术 机构进行处理。贸易结算用电能计量装置故障，应由电网企 业和供电企业电能计量技术机构依据《中华人民共和国电力 法》及其配套法规的有关规定进行处理。 计量装置使用的封印样式和编号方式等由电网企业按 照省级市场监管部门相关要求订制及管理。计量装置变更、 现场工作结束后应对关口计量装置实施封印，记录封印编号。 相关各方均应做好关口计量装置封印维护和管理，任何一方 不得无故擅自开启封印。 6.2 采集终端运行管理 采集终端投运前应完成设备安装、调试，满足数据采集 要求。 采集终端运行维护内容主要包括现场设备巡视、故障处 理等。现场设备应结合用电检查、周期性核抄、现场校验等 工作同步开展常规巡视。现场设备故障处理应根据故障影响 的用户类型、数量、距离远近及抄表结算日等因素，综合安 排现场工作计划。 经营主体应负责设备监护，保证设备运行完好。 第381页,共401页

申校仲裁管理 经营主体对供电企业装设的电能计量器具的准确性存 在异议时，有权向供电企业提出校验申请，供电企业应在5 个工作日内出具检验结果。如经营主体对申校结果有异议， 可向供电企业上级计量检定机构申请二次检定或向政府计 量行政主管部门申请仲裁检定。 计量数据管理 8.1 数据管理要求 对于直接参与现货市场交易的经营主体，电网企业应制 定完备的计量数据采集及补采方案，确保在D+4 日前实现 发电侧及用户侧结算计量装置内电能数据的采集，且数据存 储时长和采集频率满足现货市场交易数据结算需求。 8.2 数据采集信息系统管理要求 电网企业应建立采集系统（包括：电力用户用电信息采 集系统、电能量采集系统）实现现场计量数据的采集、存储， 进入电力市场交易的经营主体应配合实现计量装置的接入 与数据采集。采集系统应满足以下要求： （一）采集系统的数据采集范围应涵盖所有涉及市场 结算的计量数据，并满足现货市场交易结算数据需求。 （二）采集系统的数据来源应保证唯一性，所有数据均 来源于现场运行的计量装置的原始计量数据。 （三）采集系统应建立异常数据排查及处理机制。 第382页,共401页

8.3 数据采集管理要求 参与现货交易的电力用户，应按要求配置专变采集终端、 集中器，通过电力用户用电信息采集系统实现电能量数据的 远程采集；参与现货交易的发电企业，按要求配置电能量采 集终端，通过调度电能量采集系统（TMR）实现电能量数据 的远程采集。采集的计量数据应满足现货市场交易数据结算 需求。 数据拟合规则 9.1 直调电厂上网电量计量数据拟合 一、小数电能表计量数据拟合： 目前参与电力现货市场计算的表计，存在采集上送数据 为2 位小数的情况，影响现货市场公式计算准确性。根据当 天初末底码差值以及根据D5000 积分电量权重进行计量数 据拟合，相关规则如下： 以拟合某电表2024-11-26 当天分时底码数据为例。 96 点积分电量如下： D1代表2024-11-26 00:00 至2024-11-26 00:15 之间的积分电量 D2代表2024-11-26 00:15 至2024-11-26 00:30 之间的积分电量 D3代表2024-11-26 00:30 至2024-11-26 00:45 之间的积分电量 D4代表2024-11-26 00:45 至2024-11-26 01:00 之间的积分电量 .... D95代表2024-11-26 23:30 至2024-11-26 23:45 的积分电量 第383页,共401页

D96代表2024-11-26 23:45 至2024-11-27 00:00 的积分电量 D 总代表96 点总积分电量 底码数据如下： V1代表2024-11-26 零点底码数据 V2代表2024-11-27 零点底码数据 V3 = V2 - V1代表底码差值 根据底码差值以及96 点积分电量比例拟合分时底码： 2024-11-26 00:00 的底码不变 2024-11-26 00:15 的底码数据为：V1 + (D1÷ D 总× V3) 2024-11-26 00:30 的底码数据为：V1 + ((D1+ D2)÷ D 总× V3) 2024-11-26 00:45 的底码数据为：V1 + ((D1+ D2+D3)÷ D 总× V3) .... 2024-11-26 23:45 的底码数据为：V1+((D1 +D2+ D3+ ...+D95)÷ D 总×V3) 2024-11-27 00:00 的底码数据不变 二、4 位小数电能表计量数据拟合： 对于采集上送数据为4位小数位的电能表，当参与市场 交易的电能表运行正常，但电厂侧电能量采集终端上传的电 能表数据错误，如数据空值、数据无效、通信中断等数据采 集异常，电能表本身计量无问题时，根据表码平均值、D5000 积分电量权重进行计量数据拟合，相关规则如下: 第384页,共401页

①以表码数据算术平均值拟合。 例如：2024年11月26日2:15数据点错误，则用2024年11 月26日2:00-2:30表码的算术平均值。 对应的表码，拟合如下： 2:15表码=（02:30表码+02:00表码）/2 ②采用D5000积分电量作为占比，算出对应时间的电量 及表码拟合值。 例如：2024年11月26日2:00至2:30电能表数据点错误，则 用2024年11月26日01:45-2:45总电量，并以错误区间对应的 D5000积分电量作为占比，算出对应时间的电量。 公式：总电量=（（02:45表码-01:45表码）*倍率） 02:00电量=总电量*（02:00积分电量/（01:45至2:45积分 累计电量）） 02:15电量=总电量*（02:15积分电量/（01:45至2:45积分 累计电量）） 02:30电量=总电量*（02:30积分电量/（01:45至2:45积分 累计电量）） 02:45电量=总电量*（02:45积分电量/（01:45至2:45积分 累计电量）） 对应的表码，拟合如下： 02:00表码=01:45表码+02:00电量/倍率 02:15表码=02:00表码+02:15电量/倍率 第385页,共401页

02:30表码=02:15表码+02:30电量/倍率 02:45表码=02:30表码+02:45电量/倍率 当参与市场交易的电度表运行故障，如失压、失流、表 计损坏，造成电度表计量有误，电量拟合规则如下: 以营销部门提供的“变更、故障、差错、异常调查处理 结果表”（以下简称“调查处理结果表”）中的追补电量作为 故障期间前后的总电量，并以故障期间对应时间段的D5000 积分电量作为占比，算出对应时间段每块电度表的追补电量。 例如：某发电企业在2023 年11 月10 日0:35 至1:40 电度表 失压、失流、或损坏，造成A₁ 、A₂ 、A₃ 、A4，4 块关 口电度表0:45 至1:45 运行故障，则根据“调查处理结果表” 追补电量为总电量，并以故障期间对应时间段D5000 积分 电量作为占比，算出每块电度表的追补电量。 电度表A₁ ： 00:45追补电量=总追补电量*（电度表A₁ 00:45积分电 量）/（4块电度表00:30至1:45积分累计电量） 01:00追补电量=总追补电量*（电度表A₁ 01:00积分电 量）/（4块电度表00:30至1:45积分累计电量） 01:15追补电量=总追补电量*（电度表A₁ 01:15积分电 量）/（4块电度表00:30至1:45积分累计电量） 01:30追补电量=总追补电量*（电度表A₁ 01:30积分电 量）/（4块电度表00:30至1:45积分累计电量） 第386页,共401页

01:45追补电量=总追补电量*（电度表A₁ 01:45积分电 量）/（4块电度表00:30至1:45积分累计电量） 电度表A₂ 、A₃ 、A4 计算方式同电度表A₁ 。 9.2 发电侧直采数据拟合 场景1：单一时刻缺失（非零点）用前后邻点示值的算 术平均填补。例如01:00 示值缺失，取00:45 和01:15 示值平 均作为拟合值：01:00 拟合示值=(00:45 示值+01:15 示值)/2 进行拟合。 场景2：连续时刻缺失（不含23:45）根据时间属性区分： 1、按同期数据拟合（如前述示例为工作日情形）：以历 史同属性（上月）对应多日平均电量比例拟合。 2、按环比数据拟合：若无同期历史但有昨日数据，则 按昨日相同时段电量比例拟合。 3、无同期无环比拟合：若既无历史又无昨日数据，则 取两端正常节点间电量平均值进行拟合。 场景3：零点（00:00）缺失用前一日（T-1）冻结底码 作为T 日0 点拟合值。 场景4：包含23:45 的连续缺失拟合规则：若T-1 日23:30 和T 日00:00 的示值正常，则按场景1（单点）规则拟合， 否则，向后查至T 日能找到正常点，则按场景2 连续缺失规 则拟合。 场景5：全日数据缺失若某日所有96 点均缺失，则用 第387页,共401页

前一日最后一个正常示值平推全日。例如1 月4 日全日采集 失败，但1 月3 日23:45 示值为X，则1 月4 日00:00–23:45 均拟合为X。公式：1 月4 日00:00-23:45 拟合示值=1 月3 日23:45 示值。 拟合数据异常修复若拟合后出现倒走（某拟合点t 大于 其后正常点t+1），则从此点向前所有拟合值均调整为t+1 时刻的正常示值，消除倒走。 不拟合说明 以下情况不作常规模拟合：前两日均采集失败；突大/ 突小/倒走异常次数之和>10；以及“高风险数据”（异常次 数<10 但拟合后仍可能影响后续数据，若拟合结果仍出现递 减视为高风险）不进行拟合。 9.3 用户侧上网电量计量数据拟合 对于参与市场的用户，截至D+1 日十五点用电信息采 集系统仍无法采集到其电表数据，则由用电信息采集系统对 需提供的电表数据进行拟合后用于电量计算。拟合方法约定 如下： 1.当用电侧计量点主表采集数据不完整或明显异常时， 则相关时段采用该关口点副表示数差进行叠加，若叠加后示 数大于主表恢复后的第一个示数值，则全部采用主表恢复后 的第一个示数值。若主副表计均采集不完整或明显异常时， 则继续使用下一条拟合方法。 第388页,共401页

2.当用户在无副表、无考核计量点参考，且断点数据小 于1 天时，系统将按断点区间前后时间点的电能示值算术平 均值进行拟合。 例：以24 点计量为例，其中D 日6:00 有功（总）采集 示数99.89, 9 点有功（总）采集示数103.68，7:00-8:00 采集 失败，则7:00-8:00 缺失的示值拟合如下： D 日7:00 示值=99.89+（103.68-99.89）/3=101.15 D 日8:00 示值=99.89+（103.68-99.89）/3×2=102.42 3.当用户在无副表、无考核计量点参考，且断点数据大 于1 天小于2 天时，可采用系统召测召回D+1 日0 点的日 冻结总、峰（含尖峰）、平、谷（含深谷）示值，根据两个 日冻结电能表示值做差计算出日总、峰（含尖峰）、平、谷 （含深谷）示数差，并按照峰、平、谷对应时段平均值计算 出其各点电能表示值。 例：以24 点计量为例，若D 日0 点冻结的总示数为 347.75，尖峰示数为8.06，峰示数为91.83，平示数为137.1， 谷示数为90.67，深谷示数为20.09，D+1 日召测回的0 点冻 结总示数为377.67，尖峰示数为8.06，峰示数为100.6，平示 数为148.22，谷示数为100.7，深谷示数为20.09。 D日的峰示数差=D+1日的尖峰+D+1 日的峰-D 日的尖 峰-D 日的峰=8.06+100.6-8.06-91.83=8.77 D日的谷示数差=D+1日的谷+D+1日的深谷-D 日的谷 第389页,共401页

-D 日的深谷=100.7+20.09-90.67-20.09=10.03 D 日的平示数差=D+1 日的有功总-D 日的有功总-D 日 的峰示数差-D 日的谷示数差=377.67-347.75-8.77-10.03=11.12。 按照现行分时电价政策要求，峰时段8 小时（6:00-9:00、 17:00-22:00），谷时段8 小时（11:00-14:00,0:00-5:00），平时段 8 小时（其余时段均为平时段），则峰、平、谷示数差平均 值分别为1.1、1.39、1.25。对D 日全天各时段示值拟合如下： D 日1:00 示值=347.75+1.25=349 D 日2:00 示值=347.75+1.25×2=350.25 ...... D 日5:00 示值=347.75+1.25×5=354 D 日6:00 示值=347.75+1.25×5+1.39=355.39 D 日7:00 示值=347.75+1.25×5+1.39+1.1=356.49 以此类推 4.当用户断点数据大于1 天小于2 天且无法采用系统主 动召测D+1 日0 点的日冻结总、峰、平、谷示值时，系统 在D+1 日9：00 触发告警，由人工赴现场进行核查并补抄 数据。 5.拟合数据按四舍五入计算，小数点保留后两位。 6.代理购电用户在具备全量分时计量、结算条件前，可 通过典型用电曲线方式结算，代理购电典型用电曲线通过可 计量、可采集用户的分时数据占比和代理购电电量拟合形成。 第390页,共401页

7.对于直接参与现货市场的用电客户，电网企业制定完 备的计量数据采集及补采方案，满足现货市场交易结算数据 需求。其中高压用户（供电电压为10kV 及以上），电网企业 提供24 点电量曲线，采集失败用户通过拟合规则、补采等 方式进行补全完整，低压用户（供电电压为10kV 以下）由 电网企业采取日冻结电量按照低压市场化用户综合曲线拟 合24 点电量，低压市场化用户分阶段提高实采用电曲线推 送比例，无表用户（基站与其它定比定量用户）由电网企业 根据用电合同容量按照直线平均分解24 点电量。 第391页,共401页

附件一：贸易结算和指标考核的电能计量点位置 适用对象 计量点位置 用途性质 公用发电企业 发电企业并网线路侧 贸易结算 并网线路变电站侧（线路产权属于发电企业时） 发电企业启备变线路侧 独立 独立储能并网线路侧 发电企业主变高压侧（线路侧不具备装表条件时） 发电企业主变高、低压侧 指标考核 发电机出口 电蓄热联网线路 厂用变侧 电网企业 系统联络线某一侧 贸易结算 第392页,共401页

变电站线路侧 指标考核 系统联络线另一侧 变电站主变高、低压侧 变电站站用变高、低压侧 无功补偿设备处 高压供电电力客 户 （10kV 及以上） 系统变电站线路侧（专线用户） 贸易结算 客户高压线路侧（2 台及以上主变） 客户变压器高压侧（线路侧不具备装表条件时） 客户变压器低压侧（线路侧、变压器高压侧不具备装表条件时） 低压供电电力客 户 （10kV 以下） 三相客户进线侧 贸易结算 单相客户进线侧 分布式电源 并网侧（发电量全部上网） 贸易结算 第393页,共401页

并网侧、发电侧、用电侧（自发自用余电上网） 发电侧、用电侧（自发自用） 电动汽车充电装 置 客户进线侧 贸易结算 自备电厂 发电机出口 贸易结算 厂用电侧 并网侧 第394页,共401页

附件二：计量采集设备选型配置方案 计量点 分类 电压等级 电能表+采集 互感器 费率时时段 备注 关口计 量点 500kV D 级三相智能电能表（0.2S 级）/0.2S 级关口表（国产 或进口）+电能量采集终端 220kV 电压互感器 （0.2 级）；220kV 电流互感器（0.2S 级） 无 3×57.7/100V； 0.015-0.075(6)A， 0.003-0.015(1.2)A 220kV D 级三相智能电能表（0.2S 级）/0.2S 级关口表（国产 或进口）+电能量采集终端 220kV 电压互感器 （0.2 级）；220kV 电流互感器（0.2S 级） 3×57.7/100V； 0.015-0.075(6)A， 0.003-0.015(1.2)A 66kV D 级三相智能电能表（0.2S 66kV 电压互感器 3×57.7/100V，3×100V； 第395页,共401页

级）/0.2S 级关口表（国产 或进口）+电能量采集终端 （0.2 级）；66kV 电流互感器（0.2S 级） 0.015-0.075(6)A， 0.003-0.015(1.2)A 10kV 高供高计：C 级三相智能电 能表（0.5S 级）/0.2S 级关 口表（国产或进口）+电能 量采集终端 组合互感器； 10kV 电压互感器 （0.2 级）+10kV 电 流互感器（0.2S 级） 3×100V；0.015-0.075(6)A 低压公变 台区 I 型集中器（4G/5G,HPLC/ 双模） 低压电流互感器 （0.5S/0.2S） 3×220/380V； 0.015-0.075(6)A 10kV 及以上 专变用 户 220kV D 级三相智能电能表（0.2S 级）/0.2S 级关口表（国产 或进口）+专变采集终端/ 能源控制器（专变） 220kV 电压互感器 （0.2 级）；220kV 电流互感器（0.2S 级） 100kVA 及以 上大工业（不 含国家有专门 规定的电气化 3×57.7/100V，3×100V； 0.015-0.075(6)A， 0.003-0.015(1.2)A 第396页,共401页

铁路牵引用 电）、一般工 商业及其他用 户：尖峰平谷； 蓄热式电采 暖：峰平谷（蓄 热） 市政路灯：峰 平谷（路灯） 其它：平 66kV C 级三相智能电能表（0.5S 级）/D 级三相智能电能表 （0.2S 级）+专变采集终端 /能源控制器（专变） 66kV 电压互感器 （0.2 级）；66kV 电流互感器（0.2S 级） 3×57.7/100V，3×100V； 0.015-0.075(6)A， 0.003-0.015(1.2)A 10kV （100A以 上） 高供高计：C 级三相智能电 能表（0.5S 级）+专变采集 终端/能源控制器（专变） 10kV 电压互感器 （0.2 级）；10kV 电流互感器（0.2S 级） 3×100V；0.015-0.075(6)A 10kV （100A以 上） 高供低计：C 级三相智能电 能表（0.5S 级）+专变采集 终端/能源控制器（专变） 低压电流互感器 （0.5S/0.2S） 3×220/380V； 0.015-0.075(6)A 10kV （100A以 高供低计：C 级三相费控智 能电能表(远程-开关外置) 低压电流互感器 （0.5S/0.2S） 3×220/380V； 0.015-0.075(6)A 第397页,共401页

上） （4G/5G） 10kV （100A及 以下） 高供低计：B 级三相费控智 能电能表(远程-开关外置) （4G/5G） 无 3×220/380V；0.2-0.5(60)A， 0.4-1(100)A 低压公 变用户 380V （100A以 上） 智能融合终端/I 型集中器 （4G/5G,HPLC/双模）+B 级三相费控智能电能表 （远程-开关外置） （HPLC/ 双模） 低压电流互感器 （0.5S/0.2S） 100kVA 及以 上大工业、一 般工商业及其 他用户：尖峰 平谷； 蓄热式电采 暖：峰平谷（蓄 热） 3×220/380V； 0.015-0.075(6)A 380V （100A及 以下） 智能融合终端/I 型集中器 （4G/5G,HPLC/双模）+B 级三相费控智能电能表 无 3×220/380V；0.2-0.5(60)A， 0.4-1(100)A 第398页,共401页

分户式居民电 采暖：峰谷 市政路灯：峰 平谷（路灯） 其它：平 （远程-开关外置） （HPLC/ 双模） 220V 智能融合终端/I 型集中器 （4G/5G,HPLC/双模）+A 级单相费控智能电能表 （远程-开关内置） （HPLC/ 双模） 无 220V；0.25-0.5(60)A 第399页,共401页

附件三：低压用户拟合典型曲线 （一）低压市场化用户拟合典型曲线 （二）低压市场化用户综合24 点曲线比例表 低压市场化用户综合24 点曲线 1:00 2:00 3:00 4:00 5:00 6:00 0.040647056 0.034912406 0.031381966 0.029927126 0.029730353 0.031146809 7:00 8:00 9:00 10:00 11:00 12:00 第400页,共401页

0.034870052 0.038345122 0.040769047 0.042752438 0.045516082 0.054298506 13:00 14:00 15:00 16:00 17:00 18:00 0.050888732 0.049708536 0.049063068 0.048465249 0.044362137 0.041727322 19:00 20:00 21:00 22:00 23:00 0:00 0.042304846 0.044102715 0.043142895 0.042814205 0.041128179 0.047995156 第401页,共401页