中國儲能網(wǎng)訊：2月14日，內(nèi)蒙古自治區(qū)能源局發(fā)布關(guān)于公開征求《內(nèi)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(xì)制定了電能量交易（電力中長期交易、電量現(xiàn)貨交易）、需求側(cè)響應(yīng)交易的相關(guān)規(guī)則，對電力輔助服務(wù)交易、容量交易等也做出了相關(guān)說明，是參與蒙東、蒙西電力市場的重要基礎(chǔ)文件，對儲能電站參與電力市場，尤其是電力現(xiàn)貨市場也十分重要。另外，兩份文件還對綠電直連、新能源項(xiàng)目等參與電力市場做出了詳細(xì)的規(guī)定。
兩份規(guī)則體系的部分重點(diǎn)內(nèi)容如下。
《內(nèi)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(diǎn)電價(jià)機(jī)制，體現(xiàn)中長期交易和現(xiàn)貨交易的時(shí)間屬性和空間屬性。每一個(gè)節(jié)點(diǎn)作為獨(dú)立的交易位置開展交易，并按照各節(jié)點(diǎn)電價(jià)進(jìn)行獨(dú)立結(jié)算。節(jié)點(diǎn)電價(jià)由系統(tǒng)電能價(jià)格與阻塞價(jià)格兩部分構(gòu)成。
新型經(jīng)營主體放電t時(shí)段的上網(wǎng)電量與所在節(jié)點(diǎn)電價(jià)的乘積作為t時(shí)段的電能量電費(fèi)收入，充電t時(shí)段的實(shí)際用電量與其現(xiàn)貨價(jià)格的乘積作為t時(shí)段的電能量電費(fèi)支出。
不參與中長期交易的獨(dú)立儲能充電電量現(xiàn)貨價(jià)格為所在節(jié)點(diǎn)的實(shí)時(shí)市場出清電價(jià)。
獨(dú)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(jìn)行結(jié)算。
獨(dú)立儲能當(dāng)月代理購電市場化采購平均價(jià)為全網(wǎng)發(fā)電側(cè)結(jié)算均價(jià)。
電力用戶到戶電費(fèi)包含用戶電能量電費(fèi)支出、市場運(yùn)行調(diào)整費(fèi)用、輸配電費(fèi)、功率因數(shù)調(diào)整電費(fèi)、上網(wǎng)環(huán)節(jié)線損費(fèi)用、系統(tǒng)運(yùn)行費(fèi)用、政府性基金及附加等。
中長期交易
中長期交易時(shí)標(biāo)為全天96點(diǎn)電能量交易，帶時(shí)標(biāo)的交易量組成交易曲線。電力中長期交易電能價(jià)格采用分時(shí)價(jià)格模式，經(jīng)營主體應(yīng)約定每日每15分鐘電能價(jià)格。
內(nèi)蒙古自治區(qū)能源局根據(jù)運(yùn)行情況確定中長期交易位置的節(jié)點(diǎn)位置。中長期交易形成經(jīng)營主體在有關(guān)交易節(jié)點(diǎn)上的注入、流出合約義務(wù)。
獨(dú)立新型儲能電站中長期交易預(yù)成交結(jié)果應(yīng)在交易結(jié)束后的當(dāng)日推送電力調(diào)度機(jī)構(gòu)開展電網(wǎng)安全校核。
綠電交易中綠證價(jià)格不納入分時(shí)電價(jià)機(jī)制、以及力調(diào)電費(fèi)等計(jì)算，如遇國家政策調(diào)整，以最新規(guī)定為準(zhǔn)。
電力現(xiàn)貨交易
現(xiàn)貨市場申報(bào)價(jià)格：下限為-50元/MWh，上限為1500元/MWh。
現(xiàn)貨市場出清價(jià)格：下限為-100元/MWh，上限為5106元/MWh。
初期，僅開展實(shí)時(shí)現(xiàn)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(jù)市場發(fā)展需要，適時(shí)開展日內(nèi)交易。
根據(jù)節(jié)點(diǎn)的合約義務(wù)和調(diào)度出清的物理結(jié)果平衡的原則，形成每一個(gè)經(jīng)營主體在各節(jié)點(diǎn)上的現(xiàn)貨交易量，經(jīng)營主體的現(xiàn)貨交易對象是電網(wǎng)企業(yè)。
獨(dú)立新型儲能按月通過電力現(xiàn)貨市場技術(shù)支持系統(tǒng)自主選擇“報(bào)量報(bào)價(jià)”或“報(bào)量不報(bào)價(jià)”的方式參與現(xiàn)貨市場。在電力供應(yīng)緊張、調(diào)峰或斷面調(diào)控困難等時(shí)段，電力調(diào)度機(jī)構(gòu)可根據(jù)系統(tǒng)運(yùn)行需要，要求獨(dú)立新型儲能按照“報(bào)量報(bào)價(jià)”方式參與，并對外披露相關(guān)信息。
配建儲能電站與所屬新能源場站整體作為一個(gè)市場經(jīng)營主體，參與現(xiàn)貨市場。
當(dāng)獨(dú)立新型儲能選擇“報(bào)量報(bào)價(jià)”方式時(shí)，需自主申報(bào)充放電量價(jià)曲線，經(jīng)日前預(yù)出清集中優(yōu)化形成出力計(jì)劃?，F(xiàn)階段，實(shí)時(shí)市場執(zhí)行日前預(yù)出清形成的充放電計(jì)劃，接受實(shí)時(shí)市場價(jià)格，后續(xù)根據(jù)市場發(fā)展情況，逐步參與實(shí)時(shí)市場出清。
當(dāng)獨(dú)立新型儲能選擇“報(bào)量不報(bào)價(jià)”方式時(shí)，調(diào)度機(jī)構(gòu)基于申報(bào)階段預(yù)校核結(jié)果，綜合考慮電網(wǎng)安全約束、電力供需平衡、獨(dú)立儲能電站調(diào)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(dú)立儲能進(jìn)行賦價(jià)處理并開展電站充放電曲線校核，形成日前預(yù)出清計(jì)劃。
現(xiàn)階段，實(shí)時(shí)市場原則上執(zhí)行日前預(yù)出清計(jì)劃，接受實(shí)時(shí)市場價(jià)格，后續(xù)根據(jù)市場發(fā)展情況，逐步開展實(shí)時(shí)市場校核，實(shí)時(shí)市場校核方法與日前市場一致。
獨(dú)立儲能設(shè)施充放電計(jì)劃應(yīng)按照日前預(yù)出清計(jì)劃執(zhí)行，當(dāng)出現(xiàn)危及電網(wǎng)安全運(yùn)行、電力可靠供應(yīng)等極端情況時(shí)，在常規(guī)市場化調(diào)整手段用盡后，若獨(dú)立新型儲能設(shè)施仍有調(diào)節(jié)能力，在保證設(shè)備安全的情況下，可強(qiáng)制調(diào)用消除電網(wǎng)風(fēng)險(xiǎn)，此時(shí)不受單日全容量充電次數(shù)限制。獨(dú)立儲能實(shí)時(shí)出清結(jié)果與實(shí)際出力的偏差，自動納入下一周期現(xiàn)貨市場出清計(jì)算。逐步推動獨(dú)立儲能電站參與實(shí)時(shí)市場優(yōu)化（報(bào)量報(bào)價(jià)模式下）及實(shí)時(shí)市場校核（報(bào)量不報(bào)價(jià)模式下）。
選擇“報(bào)量報(bào)價(jià)”參與現(xiàn)貨市場的獨(dú)立新型儲能電站，需向交易機(jī)構(gòu)提交申報(bào)信息，申報(bào)信息包括：
1）充放電出力價(jià)格曲線。充電和放電可分別最多申報(bào)5個(gè)出力段。現(xiàn)階段，獨(dú)立新型儲能在同一運(yùn)行日僅允許申報(bào)一條電能量價(jià)格曲線，同一運(yùn)行日內(nèi)的各時(shí)段均采用同一條電能量價(jià)格曲線進(jìn)行出清計(jì)算。
2）日末荷電狀態(tài)期望值。若不申報(bào)，日末荷電狀態(tài)由現(xiàn)貨市場出清確定。
選擇“報(bào)量不報(bào)價(jià)”參與現(xiàn)貨市場的獨(dú)立新型儲能電站，依據(jù)D日分時(shí)段電力平衡裕度與可再生能源富裕程度，申報(bào)D日零點(diǎn)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(shù)要求。
獨(dú)立儲能默認(rèn)申報(bào)參數(shù)及市場核定參數(shù)如下。獨(dú)立儲能報(bào)量報(bào)價(jià)時(shí)，日充放電循環(huán)次數(shù)上限1.5次，最小連續(xù)充放電時(shí)長30分鐘；報(bào)量不報(bào)價(jià)時(shí)，單日全容量次數(shù)上限1.5次。
獨(dú)立儲能市場核定參數(shù)如下：
代理購電與現(xiàn)貨市場銜接
電網(wǎng)企業(yè)應(yīng)定期預(yù)測代理購電工商業(yè)用戶用電量及典型負(fù)荷曲線，并考慮季節(jié)變更、節(jié)假日安排等因素分別預(yù)測分時(shí)段用電量，通過參與場內(nèi)集中交易方式（不含撮合交易）代理購電，形成分時(shí)合同。代理工商業(yè)用戶購電的偏差電量應(yīng)按照現(xiàn)貨市場價(jià)格結(jié)算。
容量補(bǔ)償機(jī)制
根據(jù)新型電力系統(tǒng)建設(shè)需要，逐步推動建立市場化的容量成本回收機(jī)制，探索通過容量補(bǔ)償、容量市場等方式，引導(dǎo)經(jīng)營主體合理投資，保障電力系統(tǒng)長期容量充裕。
按照國家對容量市場的相關(guān)要求，做好容量補(bǔ)償機(jī)制與現(xiàn)貨市場的銜接。
需求響應(yīng)交易
需求側(cè)響應(yīng)資源包括工業(yè)負(fù)荷、商業(yè)負(fù)荷、虛擬電廠、電動汽車。鼓勵(lì)滿足條件的經(jīng)營主體以虛擬電廠身份參與需求側(cè)響應(yīng)交易。
需求側(cè)響應(yīng)交易分為日前需求側(cè)響應(yīng)和緊急需求側(cè)響應(yīng)。
日前需求側(cè)響應(yīng)
若預(yù)計(jì)運(yùn)行日出現(xiàn)供電能力不足、局部負(fù)荷過載或其他系統(tǒng)安全需要等情況時(shí)，則按需啟動需求側(cè)響應(yīng)。
經(jīng)營主體通過內(nèi)蒙古電力交易平臺申報(bào)響應(yīng)容量、補(bǔ)償價(jià)格、響應(yīng)時(shí)段等信息，具有多個(gè)電力營銷戶號的經(jīng)營主體，只能申報(bào)一個(gè)補(bǔ)償價(jià)格。
響應(yīng)容量最小單位為1MW，申報(bào)響應(yīng)價(jià)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(nèi)連續(xù)的需求側(cè)響應(yīng)時(shí)段，參與響應(yīng)經(jīng)營主體只能進(jìn)行一段報(bào)價(jià)，后期適時(shí)開放多段報(bào)價(jià)。
電力調(diào)度機(jī)構(gòu)在現(xiàn)貨市場日前出清后，經(jīng)出清計(jì)算確定需求側(cè)響應(yīng)中標(biāo)范圍和中標(biāo)結(jié)果。
需求側(cè)響應(yīng)交易與現(xiàn)貨電能量交易按照“順序銜接、獨(dú)立出清”的方式協(xié)同運(yùn)行，研究探索需求側(cè)響應(yīng)交易和現(xiàn)貨電能量交易融合。
緊急需求側(cè)響應(yīng)
預(yù)計(jì)日前需求側(cè)響應(yīng)能力不足、電網(wǎng)日內(nèi)調(diào)峰能力不能適應(yīng)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(yīng)缺口等情況時(shí)，則按需啟動緊急需求側(cè)響應(yīng)。參加緊急需求側(cè)響應(yīng)的用戶需接入負(fù)荷控制系統(tǒng)，并與電網(wǎng)企業(yè)簽訂負(fù)荷直控協(xié)議。
電網(wǎng)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(cè)響應(yīng)容量需求。
響應(yīng)容量最小單位為1MW，最低申報(bào)響應(yīng)容量3MW。響應(yīng)價(jià)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(yīng)經(jīng)營主體只能對全月全部時(shí)段進(jìn)行一段報(bào)價(jià)；后期適時(shí)開放多段報(bào)價(jià)。
輔助服務(wù)市場
輔助服務(wù)市場交易包括電網(wǎng)調(diào)頻、調(diào)壓、備用、爬坡等輔助運(yùn)行相關(guān)的交易。市場初期開展調(diào)頻輔助服務(wù)市場交易，與現(xiàn)貨市場“順序銜接、獨(dú)立出清”。視市場發(fā)展和實(shí)際需要，建立備用、爬坡等輔助服務(wù)交易品種。
現(xiàn)貨市場起步階段，調(diào)頻、備用輔助服務(wù)市場與現(xiàn)貨市場可單獨(dú)出清；具備條件時(shí)，調(diào)頻、備用輔助服務(wù)市場與現(xiàn)貨市場聯(lián)合出清。
鼓勵(lì)新型儲能、可調(diào)節(jié)負(fù)荷等經(jīng)營主體參與電力輔助服務(wù)。
獨(dú)立新型儲能電站等新型主體根據(jù)《蒙西電力市場調(diào)頻輔助服務(wù)交易實(shí)施細(xì)則》相關(guān)規(guī)定參與調(diào)頻輔助服務(wù)市場，獨(dú)立新型儲能電站中標(biāo)調(diào)頻后，當(dāng)日不受全容量充電次數(shù)（單日充放電循環(huán)次數(shù)）限制。
《蒙東電力市場運(yùn)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(xiàn)貨交易）、電力輔助服務(wù)交易和容量交易。
現(xiàn)階段，電力輔助輔助服務(wù)交易主要指二次調(diào)頻輔助服務(wù)市場（調(diào)頻市場）。具備條件時(shí)推動備用、爬坡、有償無功調(diào)節(jié)、轉(zhuǎn)動慣量、自動電壓控制、黑啟動等輔助服務(wù)品種以市場化方式開展交易。
根據(jù)新型電力系統(tǒng)建設(shè)需要，逐步推動建立市場化的容量成本回收機(jī)制，探索通過容量補(bǔ)償、容量市場等方式，引導(dǎo)經(jīng)營主體合理投資，保障電力系統(tǒng)長期容量充裕。
電力中長期交易
省內(nèi)電力中長期交易品種主要包括：直接交易、電網(wǎng)企業(yè)代理購電交易、綠色電力交易、合同轉(zhuǎn)讓、合同回購交易等。
除執(zhí)行政府定價(jià)的電量外，電力中長期市場的成交價(jià)格應(yīng)當(dāng)由經(jīng)營主體通過市場形成，第三方不得干預(yù)。
中長期合同電價(jià)可簽訂固定價(jià)格，也可簽訂隨市場供需、發(fā)電成本變化的靈活價(jià)格機(jī)制。
對直接參與市場交易的經(jīng)營主體，不再人為規(guī)定分時(shí)電價(jià)水平和時(shí)段；對電網(wǎng)代理購電用戶，由政府價(jià)格主管部門根據(jù)現(xiàn)貨市場價(jià)格水平，統(tǒng)籌優(yōu)化峰谷時(shí)段劃分和價(jià)格浮動比例。
獨(dú)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(cè)、用電側(cè)兩種角色參與市場，分別采用相應(yīng)的中長期方式參與交易。
電力現(xiàn)貨交易
獨(dú)立儲能應(yīng)以同一節(jié)點(diǎn)的獨(dú)立法人項(xiàng)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(bào)量報(bào)價(jià)”或“報(bào)量不報(bào)價(jià)”的方式參與現(xiàn)貨市場。根據(jù)電網(wǎng)供需情況按“保供調(diào)用模式（針對供電緊張時(shí)段）”，或“保消納模式（針對消納困難時(shí)段）”模式出清。
“報(bào)量報(bào)價(jià)”參與現(xiàn)貨市場的獨(dú)立儲能，充、放電報(bào)價(jià)分別不高于10段；“報(bào)量不報(bào)價(jià)”參與現(xiàn)貨市場的獨(dú)立儲能應(yīng)申報(bào)D日的96點(diǎn)充放電計(jì)劃曲線，在日前現(xiàn)貨市場中優(yōu)先出清，不參與市場定價(jià)。
新能源場站與配套儲能裝置作為聯(lián)合主體參與現(xiàn)貨市場，也可轉(zhuǎn)為獨(dú)立儲能參與現(xiàn)貨市場。
在發(fā)生危及電力系統(tǒng)安全事故（事件）及其他必要情況時(shí)，所有調(diào)管范圍內(nèi)的新型儲能應(yīng)接受電力調(diào)度機(jī)構(gòu)統(tǒng)一直接調(diào)用，直接調(diào)用期間充電時(shí)按照實(shí)時(shí)統(tǒng)一結(jié)算點(diǎn)價(jià)格；放電時(shí)按照現(xiàn)貨市場實(shí)時(shí)節(jié)點(diǎn)電價(jià)參照獨(dú)立儲能充放電價(jià)格機(jī)制執(zhí)行。
作為聯(lián)合體參與時(shí)，配建儲能一體化場站自愿安排配建儲能設(shè)施的放電計(jì)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(xiàng)目一體化主體的最大可調(diào)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(jì)劃曲線，形成配建儲能新能源項(xiàng)目一體化主體的最小可調(diào)出力（不得小于0）。
根據(jù)電網(wǎng)企業(yè)提供的計(jì)量數(shù)據(jù)，計(jì)算形成獨(dú)立儲能放電量、獨(dú)立儲能充電量，作為結(jié)算電量。
蒙東現(xiàn)貨市場全電量按現(xiàn)貨市場價(jià)格結(jié)算，中長期合同電量按中長期合同價(jià)格與中長期結(jié)算參考點(diǎn)的現(xiàn)貨價(jià)格差值結(jié)算。
獨(dú)立儲能電能量電費(fèi)包含省內(nèi)現(xiàn)貨市場電能量電費(fèi)、省內(nèi)中長期合約差價(jià)電費(fèi)、調(diào)平電費(fèi)等。其中，獨(dú)立儲能參與現(xiàn)貨市場時(shí)，充放電電價(jià)的具體規(guī)定為：
1）市場初期，獨(dú)立儲能同時(shí)參與中長期市場和現(xiàn)貨市場時(shí)，獨(dú)立儲能實(shí)際放（發(fā)）電量現(xiàn)貨結(jié)算電價(jià)為所在電氣節(jié)點(diǎn)的節(jié)點(diǎn)電價(jià)，獨(dú)立儲能實(shí)際充（用）電量現(xiàn)貨結(jié)算電價(jià)為全網(wǎng)用戶側(cè)統(tǒng)一結(jié)算點(diǎn)電價(jià)，且需參與各項(xiàng)市場運(yùn)營費(fèi)用（除省間損益費(fèi)用及阻塞費(fèi)用）相關(guān)結(jié)算科目的分?jǐn)偦蚍颠€。
2）獨(dú)立儲能參與現(xiàn)貨市場未參與中長期市場時(shí)，獨(dú)立儲能實(shí)際放（發(fā)）、充（用）電量現(xiàn)貨結(jié)算電價(jià)為所在電氣節(jié)點(diǎn)的節(jié)點(diǎn)電價(jià)，且無需參與各項(xiàng)市場運(yùn)營費(fèi)用相關(guān)結(jié)算科目的分?jǐn)偦蚍颠€。
3）調(diào)試期獨(dú)立儲能項(xiàng)目，充電電量不能由電網(wǎng)公司代理購電。
蒙東節(jié)點(diǎn)電價(jià)指蒙東電網(wǎng)220千伏及以上電壓等級母線的現(xiàn)貨出清電價(jià)。
全網(wǎng)用戶側(cè)統(tǒng)一結(jié)算點(diǎn)電價(jià)：指全網(wǎng)所有節(jié)點(diǎn)電價(jià)以實(shí)際調(diào)度端下送電力的用電數(shù)據(jù)為權(quán)重，對全網(wǎng)所有節(jié)點(diǎn)電價(jià)進(jìn)行加權(quán)平均后得出加權(quán)的平均值，包括日前全網(wǎng)用戶側(cè)統(tǒng)一結(jié)算點(diǎn)電價(jià)與實(shí)時(shí)全網(wǎng)用戶側(cè)統(tǒng)一結(jié)算點(diǎn)電價(jià)。
參與現(xiàn)貨市場的經(jīng)營主體，中長期合同電量按中長期合同價(jià)格與中長期結(jié)算參考點(diǎn)的現(xiàn)貨價(jià)格差值結(jié)算。
日前省內(nèi)和省間現(xiàn)貨市場采取“分別報(bào)價(jià)、分別出清”的組織方式。東北電力互濟(jì)交易與省內(nèi)現(xiàn)貨市場交易銜接機(jī)制、交易組織流程、發(fā)電主體物理執(zhí)行多個(gè)市場（其他省間交易、省內(nèi)現(xiàn)貨等）交易結(jié)果辦法、其他省間交易與省內(nèi)現(xiàn)貨偏差費(fèi)用分?jǐn)偧胺窒矸绞?、結(jié)算辦法等，按照相應(yīng)的方案或規(guī)則執(zhí)行。
輔助服務(wù)市場
調(diào)頻輔助服務(wù)市場出清、調(diào)用方式詳見《蒙東電力輔助服務(wù)（調(diào)頻）市場實(shí)施細(xì)則（試行）》。選擇參與調(diào)頻市場的獨(dú)立儲能應(yīng)申報(bào)調(diào)頻市場相關(guān)參數(shù)，也參照該文件執(zhí)行。若遲報(bào)、漏報(bào)或不報(bào)，則默認(rèn)獨(dú)立儲能按照缺省信息參與日前調(diào)頻市場，按照交易信息或充放電曲線申報(bào)值參與現(xiàn)貨市場。
現(xiàn)階段，調(diào)頻市場與電能量市場按照分開運(yùn)行，順序出清的方式銜接。
需求響應(yīng)
需求側(cè)響應(yīng)資源包括工業(yè)負(fù)荷、商業(yè)負(fù)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(cè)響應(yīng)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(cè)響應(yīng)市場。
需求側(cè)響應(yīng)交易分為日前需求側(cè)響應(yīng)和緊急需求側(cè)響應(yīng)。日前需求側(cè)響應(yīng)以日為周期，按需開展交易；緊急需求側(cè)響應(yīng)以月為周期組織開展，根據(jù)運(yùn)行日需要調(diào)用。
日前需求側(cè)響應(yīng)
若預(yù)計(jì)運(yùn)行日出現(xiàn)供電能力不足、局部負(fù)荷過載或其他系統(tǒng)安全需要等情況時(shí)，則按需啟動需求側(cè)響應(yīng)，并向內(nèi)蒙古自治區(qū)能源局報(bào)備。
經(jīng)營主體通過電力交易平臺申報(bào)響應(yīng)容量、補(bǔ)償價(jià)格、響應(yīng)時(shí)段等信息，具有多個(gè)電力營銷戶號的經(jīng)營主體，只能申報(bào)一個(gè)補(bǔ)償價(jià)格。申報(bào)價(jià)格下限暫定為100元/MWh，申報(bào)價(jià)格上限暫定為1500元/MWh。
緊急需求側(cè)響應(yīng)
若預(yù)計(jì)日前需求側(cè)響應(yīng)能力不足、電網(wǎng)日內(nèi)調(diào)峰能力不能適應(yīng)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(yīng)缺口等情況時(shí)，則按需啟動緊急需求側(cè)響應(yīng)。
響應(yīng)價(jià)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(nèi)蒙古自治區(qū)能源局關(guān)于公開征求《內(nèi)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(nèi)能源公告〔2026〕3號
為貫徹落實(shí)全國統(tǒng)一電力市場建設(shè)要求，規(guī)范內(nèi)蒙古電力多邊交易市場、蒙東電力市場的建設(shè)和運(yùn)營，維護(hù)電力市場秩序和市場成員合法權(quán)益，結(jié)合電力市場運(yùn)行實(shí)際需要，內(nèi)蒙古自治區(qū)能源局會同有關(guān)單位對《內(nèi)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(jìn)行全面修訂，研究起草了《內(nèi)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）》。現(xiàn)向社會公開征求意見。歡迎有關(guān)單位和個(gè)人提出寶貴意見建議。
請?jiān)诒竟姘l(fā)布之日起30日內(nèi)將相關(guān)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(nèi)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(nèi)蒙古自治區(qū)能源局
2026年2月14日
（此件主動公開）
