2024年9月2日，吉林省能源局发布关于征求《吉林省电力市场运营规则及配套实施细则（试行2.0版征求意见稿）》有关意见的函
详细的规则及细则共包含8个文件，分别为：
《省电力市场运营规则（试行2.0版）》
《吉林省现货电能量市场交易实施细则（试行2.0版）》
《吉林省电力辅助服务（调频）市场实施细则（试行2.0版）》
《吉林省电力中长期交易衔接实施细则（试行2.0版）》
《吉林省电力市场注册管理实施细则（试行2.0版）》
《吉林省电力市场注册管理实施细则（试行2.0版）》
《吉林省电力零售市场管理实施细则（试行2.0版）》
《吉林省电力市场结算实施细则（试行2.0版）》
以上文件可可在吉林电力交易平台下载或关注我获取。
储能参与电力市场新能源场站投资建设的配套储能，具备独立计量、控制等技术条件并接入电力调度自动化系统，经市场运营机构审核通过后与所属经营主体视为一体参与现货市场；配套储能满足相关独立储能要求时，与新能源场站协商一致后，可自愿转为独立储能运行和参与市场。
独立储能可按自然月自愿选择通过“报量报价”的方式全电量参与日前现货市场竞价；或以“报量不报价”的方式自主决策充放电功率曲线在日前现货市场中优先出清。
独立储能在实时市场中按照日前出清充放电计划优先出清。电力调度机构可依据实时市场电力供应紧张、新能源消纳或断面调控困难等需求，对独立储能日前出清充放电计划曲线进行调整后参与实时市场，并在实时结果发布时，向相关独立储能主体披露调整原因。
独立储能可按自然日选择参与调频市场，现货市场按零出清充放电功率。相关规则详见《吉林省电力辅助服务（调频）市场实施细则》。
独立储能“报量报价”参与市场时：独立储能电能量充、放电报价分别不高于10段，每段需申报出力区间起点、出力区间终点以及该区间报价。
独立储能“报量不报价”参与市场时：应申报D日96点充放电功率曲线，放电功率曲线为正值，充电功率曲线为负值，单位为兆瓦。
独立储能结算电价：日前统一结算点电价由所有参与现货市场的发电企业、独立储能日前市场节点电价按照其日前出清上网电量加权平均计算；实时统一结算点电价由所有参与现货市场的发电企业、独立储能实时市场节点电价按照其实际上网（计量）电量加权平均计算。
独立储能向电网送电的，其相应的充电电量不承担输配电价和政府性基金及附加，月度统计独立储能实际充电电量与放电电量的差值部分按照吉林省有关规定承担相应输配电价、政府性基金及附加。上网环节线损费用、系统运行费用的分摊及返还按照吉林省有关规定执行，其中系统运行费用中的调频市场相关费用按照《吉林省电力辅助服务（调频）市场实施细则》执行。
独立储能的月度结算依据包括电能量电费、辅助服务交易费用、执行偏差获利回收与返还费用、两个细则费用等。
独立储能用于经营主体运行边界条件的缺省物理运行参数包括：
（一）额定功率，单位为兆瓦，即额定充放电功率，应与并网调度协议保持一致；
（二）额定功率充放电持续响应时间，单位为小时；独立储能依据额定功率与额定功率充放电持续响应时间计算的额定容量；
（三）充放电效率，单位为%，即独立储能充放电时增加存储电量与输入电量的比值与放电时输出电量与减少存储电量的比值；
（四）日充放电转换次数，即独立储能每日参与现货市场优化过程中的充放电状态转换允许次数约束。独立储能在现货市场优化过程中充电、放电累计容量达到200%最大允许荷电状态记为一次日充放电转换。
