数字储能网讯：2月14日，内蒙古自治区能源局发布关于公开征求《内蒙古电力多边交易市场规则体系2026年修订版（征求意见稿）》《蒙东电力市场规则体系2026年修订版（征求意见稿）》意见建议的公告。
两份文件详细制定了电能量交易（电力中长期交易、电量现货交易）、需求侧响应交易的相关规则，对电力辅助服务交易、容量交易等也做出了相关说明，是参与蒙东、蒙西电力市场的重要基础文件，对储能电站参与电力市场，尤其是电力现货市场也十分重要。另外，两份文件还对绿电直连、新能源项目等参与电力市场做出了详细的规定。
两份规则体系的部分重点内容如下。
《内蒙古电力多边交易市场规则体系2026年修订版》（征求意见稿）
电能量交易
电能量交易采用节点电价机制，体现中长期交易和现货交易的时间属性和空间属性。每一个节点作为独立的交易位置开展交易，并按照各节点电价进行独立结算。节点电价由系统电能价格与阻塞价格两部分构成。
新型经营主体放电t时段的上网电量与所在节点电价的乘积作为t时段的电能量电费收入，充电t时段的实际用电量与其现货价格的乘积作为t时段的电能量电费支出。
不参与中长期交易的独立储能充电电量现货价格为所在节点的实时市场出清电价。
独立储能参与电力中长期交易后，发电单元参照燃煤发电、用电单元参照一般行业用户进行结算。
独立储能当月代理购电市场化采购平均价为全网发电侧结算均价。
电力用户到户电费包含用户电能量电费支出、市场运行调整费用、输配电费、功率因数调整电费、上网环节线损费用、系统运行费用、政府性基金及附加等。
中长期交易
中长期交易时标为全天96点电能量交易，带时标的交易量组成交易曲线。电力中长期交易电能价格采用分时价格模式，经营主体应约定每日每15分钟电能价格。
内蒙古自治区能源局根据运行情况确定中长期交易位置的节点位置。中长期交易形成经营主体在有关交易节点上的注入、流出合约义务。
独立新型储能电站中长期交易预成交结果应在交易结束后的当日推送电力调度机构开展电网安全校核。
绿电交易中绿证价格不纳入分时电价机制、以及力调电费等计算，如遇国家政策调整，以最新规定为准。
电力现货交易
现货市场申报价格：下限为-50元/MWh，上限为1500元/MWh。
现货市场出清价格：下限为-100元/MWh，上限为5106元/MWh。
初期，仅开展实时现货交易，考虑日前市场边界稳定等因素，暂不开展日前交易。根据市场发展需要，适时开展日内交易。
根据节点的合约义务和调度出清的物理结果平衡的原则，形成每一个经营主体在各节点上的现货交易量，经营主体的现货交易对象是电网企业。
独立新型储能按月通过电力现货市场技术支持系统自主选择“报量报价”或“报量不报价”的方式参与现货市场。在电力供应紧张、调峰或断面调控困难等时段，电力调度机构可根据系统运行需要，要求独立新型储能按照“报量报价”方式参与，并对外披露相关信息。
配建储能电站与所属新能源场站整体作为一个市场经营主体，参与现货市场。
当独立新型储能选择“报量报价”方式时，需自主申报充放电量价曲线，经日前预出清集中优化形成出力计划。现阶段，实时市场执行日前预出清形成的充放电计划，接受实时市场价格，后续根据市场发展情况，逐步参与实时市场出清。
当独立新型储能选择“报量不报价”方式时，调度机构基于申报阶段预校核结果，综合考虑电网安全约束、电力供需平衡、独立储能电站调节速率及荷电状态等，在满足新能源优先消纳的前提下，对独立储能进行赋价处理并开展电站充放电曲线校核，形成日前预出清计划。
现阶段，实时市场原则上执行日前预出清计划，接受实时市场价格，后续根据市场发展情况，逐步开展实时市场校核，实时市场校核方法与日前市场一致。
独立储能设施充放电计划应按照日前预出清计划执行，当出现危及电网安全运行、电力可靠供应等极端情况时，在常规市场化调整手段用尽后，若独立新型储能设施仍有调节能力，在保证设备安全的情况下，可强制调用消除电网风险，此时不受单日全容量充电次数限制。独立储能实时出清结果与实际出力的偏差，自动纳入下一周期现货市场出清计算。逐步推动独立储能电站参与实时市场优化（报量报价模式下）及实时市场校核（报量不报价模式下）。
选择“报量报价”参与现货市场的独立新型储能电站，需向交易机构提交申报信息，申报信息包括：
1）充放电出力价格曲线。充电和放电可分别最多申报5个出力段。现阶段，独立新型储能在同一运行日仅允许申报一条电能量价格曲线，同一运行日内的各时段均采用同一条电能量价格曲线进行出清计算。
2）日末荷电状态期望值。若不申报，日末荷电状态由现货市场出清确定。
选择“报量不报价”参与现货市场的独立新型储能电站，依据D日分时段电力平衡裕度与可再生能源富裕程度，申报D日零点初始荷电状态（SOC）及D日充放电功率曲线，并满足单日全容量充电次数要求。
独立储能默认申报参数及市场核定参数如下。独立储能报量报价时，日充放电循环次数上限1.5次，最小连续充放电时长30分钟；报量不报价时，单日全容量次数上限1.5次。
独立储能市场核定参数如下：
代理购电与现货市场衔接
电网企业应定期预测代理购电工商业用户用电量及典型负荷曲线，并考虑季节变更、节假日安排等因素分别预测分时段用电量，通过参与场内集中交易方式（不含撮合交易）代理购电，形成分时合同。代理工商业用户购电的偏差电量应按照现货市场价格结算。
容量补偿机制
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。
按照国家对容量市场的相关要求，做好容量补偿机制与现货市场的衔接。
需求响应交易
需求侧响应资源包括工业负荷、商业负荷、虚拟电厂、电动汽车。鼓励满足条件的经营主体以虚拟电厂身份参与需求侧响应交易。
需求侧响应交易分为日前需求侧响应和紧急需求侧响应。
日前需求侧响应
若预计运行日出现供电能力不足、局部负荷过载或其他系统安全需要等情况时，则按需启动需求侧响应。
经营主体通过内蒙古电力交易平台申报响应容量、补偿价格、响应时段等信息，具有多个电力营销户号的经营主体，只能申报一个补偿价格。
响应容量最小单位为1MW，申报响应价格最小单位为10元/MWh，下限为100元/MWh，上限为1500元/MWh。市场初期，对于D日内连续的需求侧响应时段，参与响应经营主体只能进行一段报价，后期适时开放多段报价。
电力调度机构在现货市场日前出清后，经出清计算确定需求侧响应中标范围和中标结果。
需求侧响应交易与现货电能量交易按照“顺序衔接、独立出清”的方式协同运行，研究探索需求侧响应交易和现货电能量交易融合。
紧急需求侧响应
预计日前需求侧响应能力不足、电网日内调峰能力不能适应峰谷差、可再生能源波动性及间歇性或其他不确定因素造成电力供应缺口等情况时，则按需启动紧急需求侧响应。参加紧急需求侧响应的用户需接入负荷控制系统，并与电网企业签订负荷直控协议。
电网企业按照“月度组织、日度备用、事后出清”的原则发布紧急需求侧响应容量需求。
响应容量最小单位为1MW，最低申报响应容量3MW。响应价格最小单位10 元/MWh，下限为100元/MWh，上限为3000元/MWh。市场初期，参与响应经营主体只能对全月全部时段进行一段报价；后期适时开放多段报价。
辅助服务市场
辅助服务市场交易包括电网调频、调压、备用、爬坡等辅助运行相关的交易。市场初期开展调频辅助服务市场交易，与现货市场“顺序衔接、独立出清”。视市场发展和实际需要，建立备用、爬坡等辅助服务交易品种。
现货市场起步阶段，调频、备用辅助服务市场与现货市场可单独出清；具备条件时，调频、备用辅助服务市场与现货市场联合出清。
鼓励新型储能、可调节负荷等经营主体参与电力辅助服务。
独立新型储能电站等新型主体根据《蒙西电力市场调频辅助服务交易实施细则》相关规定参与调频辅助服务市场，独立新型储能电站中标调频后，当日不受全容量充电次数（单日充放电循环次数）限制。
《蒙东电力市场运行基本规则（试行）》（征求意见稿）
蒙东电力市场交易体系包括批发市场和零售市场。其中，批发市场包括电能量交易（电力中长期交易、电力现货交易）、电力辅助服务交易和容量交易。
现阶段，电力辅助辅助服务交易主要指二次调频辅助服务市场（调频市场）。具备条件时推动备用、爬坡、有偿无功调节、转动惯量、自动电压控制、黑启动等辅助服务品种以市场化方式开展交易。
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。
电力中长期交易
省内电力中长期交易品种主要包括：直接交易、电网企业代理购电交易、绿色电力交易、合同转让、合同回购交易等。
除执行政府定价的电量外，电力中长期市场的成交价格应当由经营主体通过市场形成，第三方不得干预。
中长期合同电价可签订固定价格，也可签订随市场供需、发电成本变化的灵活价格机制。
对直接参与市场交易的经营主体，不再人为规定分时电价水平和时段；对电网代理购电用户，由政府价格主管部门根据现货市场价格水平，统筹优化峰谷时段划分和价格浮动比例。
独立储能电站、虚拟电厂等新型主体可自愿选择参与中长期交易，可作为发电侧、用电侧两种角色参与市场，分别采用相应的中长期方式参与交易。
电力现货交易
独立储能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。按自然月自愿选择“报量报价”或“报量不报价”的方式参与现货市场。根据电网供需情况按“保供调用模式（针对供电紧张时段）”，或“保消纳模式（针对消纳困难时段）”模式出清。
“报量报价”参与现货市场的独立储能，充、放电报价分别不高于10段；“报量不报价”参与现货市场的独立储能应申报D日的96点充放电计划曲线，在日前现货市场中优先出清，不参与市场定价。
新能源场站与配套储能装置作为联合主体参与现货市场，也可转为独立储能参与现货市场。
在发生危及电力系统安全事故（事件）及其他必要情况时，所有调管范围内的新型储能应接受电力调度机构统一直接调用，直接调用期间充电时按照实时统一结算点价格；放电时按照现货市场实时节点电价参照独立储能充放电价格机制执行。
作为联合体参与时，配建储能一体化场站自愿安排配建储能设施的放电计划曲线，叠加所属新能源场站发电功率曲线，形成配建储能新能源项目一体化主体的最大可调出力（不得超过所属新能源场站的额定功率）；从所属新能源场站发电功率曲线核减充电计划曲线，形成配建储能新能源项目一体化主体的最小可调出力（不得小于0）。
根据电网企业提供的计量数据，计算形成独立储能放电量、独立储能充电量，作为结算电量。
蒙东现货市场全电量按现货市场价格结算，中长期合同电量按中长期合同价格与中长期结算参考点的现货价格差值结算。
独立储能电能量电费包含省内现货市场电能量电费、省内中长期合约差价电费、调平电费等。其中，独立储能参与现货市场时，充放电电价的具体规定为：
1）市场初期，独立储能同时参与中长期市场和现货市场时，独立储能实际放（发）电量现货结算电价为所在电气节点的节点电价，独立储能实际充（用）电量现货结算电价为全网用户侧统一结算点电价，且需参与各项市场运营费用（除省间损益费用及阻塞费用）相关结算科目的分摊或返还。
2）独立储能参与现货市场未参与中长期市场时，独立储能实际放（发）、充（用）电量现货结算电价为所在电气节点的节点电价，且无需参与各项市场运营费用相关结算科目的分摊或返还。
3）调试期独立储能项目，充电电量不能由电网公司代理购电。
蒙东节点电价指蒙东电网220千伏及以上电压等级母线的现货出清电价。
全网用户侧统一结算点电价：指全网所有节点电价以实际调度端下送电力的用电数据为权重，对全网所有节点电价进行加权平均后得出加权的平均值，包括日前全网用户侧统一结算点电价与实时全网用户侧统一结算点电价。
参与现货市场的经营主体，中长期合同电量按中长期合同价格与中长期结算参考点的现货价格差值结算。
日前省内和省间现货市场采取“分别报价、分别出清”的组织方式。东北电力互济交易与省内现货市场交易衔接机制、交易组织流程、发电主体物理执行多个市场（其他省间交易、省内现货等）交易结果办法、其他省间交易与省内现货偏差费用分摊及分享方式、结算办法等，按照相应的方案或规则执行。
辅助服务市场
调频辅助服务市场出清、调用方式详见《蒙东电力辅助服务（调频）市场实施细则（试行）》。选择参与调频市场的独立储能应申报调频市场相关参数，也参照该文件执行。若迟报、漏报或不报，则默认独立储能按照缺省信息参与日前调频市场，按照交易信息或充放电曲线申报值参与现货市场。
现阶段，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。
需求响应
需求侧响应资源包括工业负荷、商业负荷、虚拟电厂、电动汽车。
市场初期，参与电力批发市场直接交易用户可作为电力用户直接参与需求侧响应市场；参与电力零售市场用户，只能通过售电公司代理参与需求侧响应市场。
需求侧响应交易分为日前需求侧响应和紧急需求侧响应。日前需求侧响应以日为周期，按需开展交易；紧急需求侧响应以月为周期组织开展，根据运行日需要调用。
日前需求侧响应
若预计运行日出现供电能力不足、局部负荷过载或其他系统安全需要等情况时，则按需启动需求侧响应，并向内蒙古自治区能源局报备。
经营主体通过电力交易平台申报响应容量、补偿价格、响应时段等信息，具有多个电力营销户号的经营主体，只能申报一个补偿价格。申报价格下限暂定为100元/MWh，申报价格上限暂定为1500元/MWh。
紧急需求侧响应
若预计日前需求侧响应能力不足、电网日内调峰能力不能适应峰谷差、可再生能源波动性及间歇性或其他不确定因素造成电力供应缺口等情况时，则按需启动紧急需求侧响应。
响应价格最小单位10元/MWh，下限为100元/MWh，上限为3000元/MWh。
原文如下：
内蒙古自治区能源局关于公开征求《内蒙古电力多边交易市场规则体系2026年修订版(征求意见稿)》《蒙东电力市场规则体系2026年修订版(征求意见稿)》意见建议的公告
内能源公告〔2026〕3号
为贯彻落实全国统一电力市场建设要求，规范内蒙古电力多边交易市场、蒙东电力市场的建设和运营，维护电力市场秩序和市场成员合法权益，结合电力市场运行实际需要，内蒙古自治区能源局会同有关单位对《内蒙古电力多边交易市场规则体系》《蒙东电力市场规则体系（试行）》进行全面修订，研究起草了《内蒙古电力多边交易市场规则体系2026年修订版（征求意见稿）》《蒙东电力市场规则体系2026年修订版（征求意见稿）》。现向社会公开征求意见。欢迎有关单位和个人提出宝贵意见建议。
请在本公告发布之日起30日内将相关意见建议书面反馈至nmgnyjdlc@126.com。
感谢您的参与和支持！
附件：
1.内蒙古电力多边交易市场规则体系2026年修订版（征求意见稿）
2.蒙东电力市场规则体系2026年修订版（征求意见稿）
内蒙古自治区能源局
2026年2月14日
（此件主动公开）
