中国储能网讯：“220千伏义龙线间隔有功无功电流遥测都已确认无误。”6月17日，在500千伏龙凤变电站内，国网吉林松原供电公司自动化运维员正逐项核实遥信遥测数据质量，为中车义海风电场配套电网投运做最后准备工作。

“十四五”以来，吉林省立足风光资源禀赋，新能源产业发展规模持续扩大，截至5月底，吉林电网风光新能源发电并网装机容量2336万千瓦，占比47.68%，已成为省内第一大电源。

国网吉林省电力有限公司聚焦地区绿色低碳发展和能源转型，创新构建新能源参与调频市场机制，充分利用新型储能装置参与调峰，加速完善现货市场建设，全力打造更加智能高效、可靠绿色的电力生产交易消费模式，助推吉林省将风光资源转化为经济振兴优势。

创新调频机制 助力绿电发展

“目前风电大发，日内调频容量需求为80万千瓦，根据调频市场出清结果，需调用56万新能源参与调频。”6月6日10时，在吉林电力现货市场出清室内，运营人员依托该公司创新设计的新能源“报量报价”调频市场机制，开展调频市场集中竞价出清。当日，兴隆山风电场中标1.8万千瓦调频容量，获得调频里程补偿费用1.8万余元。

近年来，随着吉林新能源大规模并网，出力大幅波动导致电网频率调整压力剧增。今年6月1日起，吉林电力创新设计并试运行新能源“报量报价”调频市场机制。该机制可在电网调频过程中，火电出力压降到最低时，引导新能源企业基于发电能力与成本进行自主报价，利用新能源的快速调节能力，替代火电进行电网调频，有效解决吉林电网调频容量不足的问题。

新能源参与电网调频已成为支撑高比例可再生能源消纳、维护电网稳定的关键技术路径。吉林电力通过建立“中标容量、预测偏差、全部参与”三段式调用机制，动态评估火电调峰潜力与新能源发电能力。一套机制“组合拳”下来，供需两侧优化效果明显——6月份试运行以来，通过新能源调频累计为88家风电场、58家光伏电站补偿里程费用超285万余元。

增加储能调节 促进绿电消纳

“水冷机组工作正常，各电池组电压、温度正常。”5月20日，220千伏吉林松原乾安中卉玉字储能电站顺利完成全容量调试及涉网性能试验，正式投入电网运行，仅需5.5小时就能充电40万千瓦时。作为严寒地区全国首套全钒液流电池共享储能大型电站，该站不仅填补了相关技术应用领域的空白，更对促进新能源消纳、提升电网调节能力具有重要示范意义。

当前，吉林电力正在推进飞轮、压缩空气储能等多类储能技术研究应用，为新型电力系统建设提供更多储能技术支撑，预计到今年年底，吉林省新型储能规模将超过50万千瓦，综合储能时长不低于2小时。与此同时，吉林电力优化调度管理，印发《吉林电网新型储能电站调度运行管理规程》，建设新型储能调度运行管理系统和自动发电控制（AGC）等技术支持系统，合理安排电站每日充放电计划，已为吉林省13家新能源发电企业提供配储容量，发挥出显著的调峰和保供作用。

目前，吉林电网在运新型储能电站2座，今年计划新开工建设4座，届时储能总容量将达到120万千瓦时，全年可充电近4亿千瓦时，为保障新能源利用水平提供有力支撑。

优化现货结算 引领绿电消费

5月15~21日，在中国第一汽车股份有限公司动能分公司生产车间，关键车身部件正在组装。为保障新增生产用电需要，该企业在原购电合同基础上，通过现货市场新购入0.7亿千瓦时绿电。

为了用户更好利用现货交易连续结算规则，吉林电力调度中心、交易中心组织多轮次现货市场政策及实操培训，帮助企业根据自身用电负荷特性和市场供需情况，主动调整竞价策略，合理参与市场交易。以一汽动能分公司为例，该企业在5月份整周结算期间，综合结算均价为0.350元/千瓦时，较中长期交易均价降低0.045元/千瓦时，整周用电成本降低约87万余元。

随着市场经营主体积极性日益提高，现货市场规则的机制也在持续完善。4月22日，由吉林省能源局牵头，吉林电力、交易公司、发电企业等代表参与的专班研讨会在长春召开，修编完善了《吉林省电力市场运营规则及配套实施细则（试行2.2版）》。

经过4轮短周期结算试运行，今年6月，吉林省电力现货市场开展首次长周期整月结算试运行，参与市场主体达到309家。越来越多经营主体转变思路，主动参与现货交易，积极削峰填谷，并根据电价灵活调整电力采购计划，降低生产成本。