中國儲能網訊：2月14日，內蒙古自治區(qū)能源局發(fā)布關于公開征求《內蒙古電力多邊交易市場規(guī)則體系2026年修訂版（征求意見稿）》《蒙東電力市場規(guī)則體系2026年修訂版（征求意見稿）》意見建議的公告。
兩份文件詳細制定了電能量交易（電力中長期交易、電量現貨交易）、需求側響應交易的相關規(guī)則，對電力輔助服務交易、容量交易等也做出了相關說明，是參與蒙東、蒙西電力市場的重要基礎文件，對儲能電站參與電力市場，尤其是電力現貨市場也十分重要。另外，兩份文件還對綠電直連、新能源項目等參與電力市場做出了詳細的規(guī)定。
兩份規(guī)則體系的部分重點內容如下。
《內蒙古電力多邊交易市場規(guī)則體系2026年修訂版》（征求意見稿）
電能量交易
電能量交易采用節(jié)點電價機制，體現中長期交易和現貨交易的時間屬性和空間屬性。每一個節(jié)點作為獨立的交易位置開展交易，并按照各節(jié)點電價進行獨立結算。節(jié)點電價由系統電能價格與阻塞價格兩部分構成。
新型經營主體放電t時段的上網電量與所在節(jié)點電價的乘積作為t時段的電能量電費收入，充電t時段的實際用電量與其現貨價格的乘積作為t時段的電能量電費支出。
不參與中長期交易的獨立儲能充電電量現貨價格為所在節(jié)點的實時市場出清電價。
獨立儲能參與電力中長期交易后，發(fā)電單元參照燃煤發(fā)電、用電單元參照一般行業(yè)用戶進行結算。
獨立儲能當月代理購電市場化采購平均價為全網發(fā)電側結算均價。
電力用戶到戶電費包含用戶電能量電費支出、市場運行調整費用、輸配電費、功率因數調整電費、上網環(huán)節(jié)線損費用、系統運行費用、政府性基金及附加等。
中長期交易
中長期交易時標為全天96點電能量交易，帶時標的交易量組成交易曲線。電力中長期交易電能價格采用分時價格模式，經營主體應約定每日每15分鐘電能價格。
內蒙古自治區(qū)能源局根據運行情況確定中長期交易位置的節(jié)點位置。中長期交易形成經營主體在有關交易節(jié)點上的注入、流出合約義務。
獨立新型儲能電站中長期交易預成交結果應在交易結束后的當日推送電力調度機構開展電網安全校核。
綠電交易中綠證價格不納入分時電價機制、以及力調電費等計算，如遇國家政策調整，以最新規(guī)定為準。
電力現貨交易
現貨市場申報價格：下限為-50元/MWh，上限為1500元/MWh。
現貨市場出清價格：下限為-100元/MWh，上限為5106元/MWh。
初期，僅開展實時現貨交易，考慮日前市場邊界穩(wěn)定等因素，暫不開展日前交易。根據市場發(fā)展需要，適時開展日內交易。
根據節(jié)點的合約義務和調度出清的物理結果平衡的原則，形成每一個經營主體在各節(jié)點上的現貨交易量，經營主體的現貨交易對象是電網企業(yè)。
獨立新型儲能按月通過電力現貨市場技術支持系統自主選擇“報量報價”或“報量不報價”的方式參與現貨市場。在電力供應緊張、調峰或斷面調控困難等時段，電力調度機構可根據系統運行需要，要求獨立新型儲能按照“報量報價”方式參與，并對外披露相關信息。
配建儲能電站與所屬新能源場站整體作為一個市場經營主體，參與現貨市場。
當獨立新型儲能選擇“報量報價”方式時，需自主申報充放電量價曲線，經日前預出清集中優(yōu)化形成出力計劃?，F階段，實時市場執(zhí)行日前預出清形成的充放電計劃，接受實時市場價格，后續(xù)根據市場發(fā)展情況，逐步參與實時市場出清。
當獨立新型儲能選擇“報量不報價”方式時，調度機構基于申報階段預校核結果，綜合考慮電網安全約束、電力供需平衡、獨立儲能電站調節(jié)速率及荷電狀態(tài)等，在滿足新能源優(yōu)先消納的前提下，對獨立儲能進行賦價處理并開展電站充放電曲線校核，形成日前預出清計劃。
現階段，實時市場原則上執(zhí)行日前預出清計劃，接受實時市場價格，后續(xù)根據市場發(fā)展情況，逐步開展實時市場校核，實時市場校核方法與日前市場一致。
獨立儲能設施充放電計劃應按照日前預出清計劃執(zhí)行，當出現危及電網安全運行、電力可靠供應等極端情況時，在常規(guī)市場化調整手段用盡后，若獨立新型儲能設施仍有調節(jié)能力，在保證設備安全的情況下，可強制調用消除電網風險，此時不受單日全容量充電次數限制。獨立儲能實時出清結果與實際出力的偏差，自動納入下一周期現貨市場出清計算。逐步推動獨立儲能電站參與實時市場優(yōu)化（報量報價模式下）及實時市場校核（報量不報價模式下）。
選擇“報量報價”參與現貨市場的獨立新型儲能電站，需向交易機構提交申報信息，申報信息包括：
1）充放電出力價格曲線。充電和放電可分別最多申報5個出力段?，F階段，獨立新型儲能在同一運行日僅允許申報一條電能量價格曲線，同一運行日內的各時段均采用同一條電能量價格曲線進行出清計算。
2）日末荷電狀態(tài)期望值。若不申報，日末荷電狀態(tài)由現貨市場出清確定。
選擇“報量不報價”參與現貨市場的獨立新型儲能電站，依據D日分時段電力平衡裕度與可再生能源富裕程度，申報D日零點初始荷電狀態(tài)（SOC）及D日充放電功率曲線，并滿足單日全容量充電次數要求。
獨立儲能默認申報參數及市場核定參數如下。獨立儲能報量報價時，日充放電循環(huán)次數上限1.5次，最小連續(xù)充放電時長30分鐘；報量不報價時，單日全容量次數上限1.5次。
獨立儲能市場核定參數如下：
代理購電與現貨市場銜接
電網企業(yè)應定期預測代理購電工商業(yè)用戶用電量及典型負荷曲線，并考慮季節(jié)變更、節(jié)假日安排等因素分別預測分時段用電量，通過參與場內集中交易方式（不含撮合交易）代理購電，形成分時合同。代理工商業(yè)用戶購電的偏差電量應按照現貨市場價格結算。
容量補償機制
根據新型電力系統建設需要，逐步推動建立市場化的容量成本回收機制，探索通過容量補償、容量市場等方式，引導經營主體合理投資，保障電力系統長期容量充裕。
按照國家對容量市場的相關要求，做好容量補償機制與現貨市場的銜接。
需求響應交易
需求側響應資源包括工業(yè)負荷、商業(yè)負荷、虛擬電廠、電動汽車。鼓勵滿足條件的經營主體以虛擬電廠身份參與需求側響應交易。
需求側響應交易分為日前需求側響應和緊急需求側響應。
日前需求側響應
若預計運行日出現供電能力不足、局部負荷過載或其他系統安全需要等情況時，則按需啟動需求側響應。
經營主體通過內蒙古電力交易平臺申報響應容量、補償價格、響應時段等信息，具有多個電力營銷戶號的經營主體，只能申報一個補償價格。
響應容量最小單位為1MW，申報響應價格最小單位為10元/MWh，下限為100元/MWh，上限為1500元/MWh。市場初期，對于D日內連續(xù)的需求側響應時段，參與響應經營主體只能進行一段報價，后期適時開放多段報價。
電力調度機構在現貨市場日前出清后，經出清計算確定需求側響應中標范圍和中標結果。
需求側響應交易與現貨電能量交易按照“順序銜接、獨立出清”的方式協同運行，研究探索需求側響應交易和現貨電能量交易融合。
緊急需求側響應
預計日前需求側響應能力不足、電網日內調峰能力不能適應峰谷差、可再生能源波動性及間歇性或其他不確定因素造成電力供應缺口等情況時，則按需啟動緊急需求側響應。參加緊急需求側響應的用戶需接入負荷控制系統，并與電網企業(yè)簽訂負荷直控協議。
電網企業(yè)按照“月度組織、日度備用、事后出清”的原則發(fā)布緊急需求側響應容量需求。
響應容量最小單位為1MW，最低申報響應容量3MW。響應價格最小單位10 元/MWh，下限為100元/MWh，上限為3000元/MWh。市場初期，參與響應經營主體只能對全月全部時段進行一段報價；后期適時開放多段報價。
輔助服務市場
輔助服務市場交易包括電網調頻、調壓、備用、爬坡等輔助運行相關的交易。市場初期開展調頻輔助服務市場交易，與現貨市場“順序銜接、獨立出清”。視市場發(fā)展和實際需要，建立備用、爬坡等輔助服務交易品種。
現貨市場起步階段，調頻、備用輔助服務市場與現貨市場可單獨出清；具備條件時，調頻、備用輔助服務市場與現貨市場聯合出清。
鼓勵新型儲能、可調節(jié)負荷等經營主體參與電力輔助服務。
獨立新型儲能電站等新型主體根據《蒙西電力市場調頻輔助服務交易實施細則》相關規(guī)定參與調頻輔助服務市場，獨立新型儲能電站中標調頻后，當日不受全容量充電次數（單日充放電循環(huán)次數）限制。
《蒙東電力市場運行基本規(guī)則（試行）》（征求意見稿）
蒙東電力市場交易體系包括批發(fā)市場和零售市場。其中，批發(fā)市場包括電能量交易（電力中長期交易、電力現貨交易）、電力輔助服務交易和容量交易。
現階段，電力輔助輔助服務交易主要指二次調頻輔助服務市場（調頻市場）。具備條件時推動備用、爬坡、有償無功調節(jié)、轉動慣量、自動電壓控制、黑啟動等輔助服務品種以市場化方式開展交易。
根據新型電力系統建設需要，逐步推動建立市場化的容量成本回收機制，探索通過容量補償、容量市場等方式，引導經營主體合理投資，保障電力系統長期容量充裕。
電力中長期交易
省內電力中長期交易品種主要包括：直接交易、電網企業(yè)代理購電交易、綠色電力交易、合同轉讓、合同回購交易等。
除執(zhí)行政府定價的電量外，電力中長期市場的成交價格應當由經營主體通過市場形成，第三方不得干預。
中長期合同電價可簽訂固定價格，也可簽訂隨市場供需、發(fā)電成本變化的靈活價格機制。
對直接參與市場交易的經營主體，不再人為規(guī)定分時電價水平和時段；對電網代理購電用戶，由政府價格主管部門根據現貨市場價格水平，統籌優(yōu)化峰谷時段劃分和價格浮動比例。
獨立儲能電站、虛擬電廠等新型主體可自愿選擇參與中長期交易，可作為發(fā)電側、用電側兩種角色參與市場，分別采用相應的中長期方式參與交易。
電力現貨交易
獨立儲能應以同一節(jié)點的獨立法人項目為交易單元直接參與電力批發(fā)市場。按自然月自愿選擇“報量報價”或“報量不報價”的方式參與現貨市場。根據電網供需情況按“保供調用模式（針對供電緊張時段）”，或“保消納模式（針對消納困難時段）”模式出清。
“報量報價”參與現貨市場的獨立儲能，充、放電報價分別不高于10段；“報量不報價”參與現貨市場的獨立儲能應申報D日的96點充放電計劃曲線，在日前現貨市場中優(yōu)先出清，不參與市場定價。
新能源場站與配套儲能裝置作為聯合主體參與現貨市場，也可轉為獨立儲能參與現貨市場。
在發(fā)生危及電力系統安全事故（事件）及其他必要情況時，所有調管范圍內的新型儲能應接受電力調度機構統一直接調用，直接調用期間充電時按照實時統一結算點價格；放電時按照現貨市場實時節(jié)點電價參照獨立儲能充放電價格機制執(zhí)行。
作為聯合體參與時，配建儲能一體化場站自愿安排配建儲能設施的放電計劃曲線，疊加所屬新能源場站發(fā)電功率曲線，形成配建儲能新能源項目一體化主體的最大可調出力（不得超過所屬新能源場站的額定功率）；從所屬新能源場站發(fā)電功率曲線核減充電計劃曲線，形成配建儲能新能源項目一體化主體的最小可調出力（不得小于0）。
根據電網企業(yè)提供的計量數據，計算形成獨立儲能放電量、獨立儲能充電量，作為結算電量。
蒙東現貨市場全電量按現貨市場價格結算，中長期合同電量按中長期合同價格與中長期結算參考點的現貨價格差值結算。
獨立儲能電能量電費包含省內現貨市場電能量電費、省內中長期合約差價電費、調平電費等。其中，獨立儲能參與現貨市場時，充放電電價的具體規(guī)定為：
1）市場初期，獨立儲能同時參與中長期市場和現貨市場時，獨立儲能實際放（發(fā)）電量現貨結算電價為所在電氣節(jié)點的節(jié)點電價，獨立儲能實際充（用）電量現貨結算電價為全網用戶側統一結算點電價，且需參與各項市場運營費用（除省間損益費用及阻塞費用）相關結算科目的分攤或返還。
2）獨立儲能參與現貨市場未參與中長期市場時，獨立儲能實際放（發(fā)）、充（用）電量現貨結算電價為所在電氣節(jié)點的節(jié)點電價，且無需參與各項市場運營費用相關結算科目的分攤或返還。
3）調試期獨立儲能項目，充電電量不能由電網公司代理購電。
蒙東節(jié)點電價指蒙東電網220千伏及以上電壓等級母線的現貨出清電價。
全網用戶側統一結算點電價：指全網所有節(jié)點電價以實際調度端下送電力的用電數據為權重，對全網所有節(jié)點電價進行加權平均后得出加權的平均值，包括日前全網用戶側統一結算點電價與實時全網用戶側統一結算點電價。
參與現貨市場的經營主體，中長期合同電量按中長期合同價格與中長期結算參考點的現貨價格差值結算。
日前省內和省間現貨市場采取“分別報價、分別出清”的組織方式。東北電力互濟交易與省內現貨市場交易銜接機制、交易組織流程、發(fā)電主體物理執(zhí)行多個市場（其他省間交易、省內現貨等）交易結果辦法、其他省間交易與省內現貨偏差費用分攤及分享方式、結算辦法等，按照相應的方案或規(guī)則執(zhí)行。
輔助服務市場
調頻輔助服務市場出清、調用方式詳見《蒙東電力輔助服務（調頻）市場實施細則（試行）》。選擇參與調頻市場的獨立儲能應申報調頻市場相關參數，也參照該文件執(zhí)行。若遲報、漏報或不報，則默認獨立儲能按照缺省信息參與日前調頻市場，按照交易信息或充放電曲線申報值參與現貨市場。
現階段，調頻市場與電能量市場按照分開運行，順序出清的方式銜接。
需求響應
需求側響應資源包括工業(yè)負荷、商業(yè)負荷、虛擬電廠、電動汽車。
市場初期，參與電力批發(fā)市場直接交易用戶可作為電力用戶直接參與需求側響應市場；參與電力零售市場用戶，只能通過售電公司代理參與需求側響應市場。
需求側響應交易分為日前需求側響應和緊急需求側響應。日前需求側響應以日為周期，按需開展交易；緊急需求側響應以月為周期組織開展，根據運行日需要調用。
日前需求側響應
若預計運行日出現供電能力不足、局部負荷過載或其他系統安全需要等情況時，則按需啟動需求側響應，并向內蒙古自治區(qū)能源局報備。
經營主體通過電力交易平臺申報響應容量、補償價格、響應時段等信息，具有多個電力營銷戶號的經營主體，只能申報一個補償價格。申報價格下限暫定為100元/MWh，申報價格上限暫定為1500元/MWh。
緊急需求側響應
若預計日前需求側響應能力不足、電網日內調峰能力不能適應峰谷差、可再生能源波動性及間歇性或其他不確定因素造成電力供應缺口等情況時，則按需啟動緊急需求側響應。
響應價格最小單位10元/MWh，下限為100元/MWh，上限為3000元/MWh。
原文如下：
內蒙古自治區(qū)能源局關于公開征求《內蒙古電力多邊交易市場規(guī)則體系2026年修訂版(征求意見稿)》《蒙東電力市場規(guī)則體系2026年修訂版(征求意見稿)》意見建議的公告
內能源公告〔2026〕3號
為貫徹落實全國統一電力市場建設要求，規(guī)范內蒙古電力多邊交易市場、蒙東電力市場的建設和運營，維護電力市場秩序和市場成員合法權益，結合電力市場運行實際需要，內蒙古自治區(qū)能源局會同有關單位對《內蒙古電力多邊交易市場規(guī)則體系》《蒙東電力市場規(guī)則體系（試行）》進行全面修訂，研究起草了《內蒙古電力多邊交易市場規(guī)則體系2026年修訂版（征求意見稿）》《蒙東電力市場規(guī)則體系2026年修訂版（征求意見稿）》?，F向社會公開征求意見。歡迎有關單位和個人提出寶貴意見建議。
請在本公告發(fā)布之日起30日內將相關意見建議書面反饋至nmgnyjdlc@126.com。
感謝您的參與和支持！
附件：
1.內蒙古電力多邊交易市場規(guī)則體系2026年修訂版（征求意見稿）
2.蒙東電力市場規(guī)則體系2026年修訂版（征求意見稿）
內蒙古自治區(qū)能源局
2026年2月14日
（此件主動公開）
