蒙东独立储能参与电力市场：现货/调频二选一，报量报价/报量不报价参与现货
近日，国网内蒙古东部电力有限公司发布《蒙东电力现货市场2025年首次结算试运行工作方案》《蒙东电力现货市场结算试运行指引V1.0》。
根据方案，蒙东电力现货市场拟于2025年3月18日~24日启动首次结算试运行。此次试运行仅开展电能量市场交易，暂不开展调频辅助服务市场交易。市场运行期间，不再运行省内调峰辅助服务市场，暂不参与省间调峰辅助服务市场。
此次电力现货市场结算试运行参与范围主要包括：
发电侧：燃煤火电机组（“报量不报价”或“报量报价”）；集中式风光场站（“报量报价”）；风光制氢一体化项目（“报量不报价”）；特许权新能源场站（“报量不报价”或“报量报价”）。
用户侧：蒙东省内参与中长期交易的电力批发用户、售电公司、电网企业代理购电用户（“不报量不报价”）；工业园区绿色供电项目、源网荷储一体化项目全额自发自用新能源项目（“不报量不报价”）。
其中：新能源申报限价范围为0-1500元/兆瓦时；燃煤机组申报限价范围为1-1500元/兆瓦时；实时市场出清价格上下限范围0-1500元/兆瓦时。
此次试运行方案中参与范围并未包括新型储能，但《蒙东电力现货市场结算试运行指引V1.0》中，详细规定了储能参与电力现货市场的规则：
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。
独立储能可在运行日选择参与现货市场或调频市场，两者不能同时参与。在日前现货市场出清结果发布后，未中标的独立储能可补充申报参与日内调频市场。
独立储能参与电力现货市场，可选择“报量不报价”，或“报量报价”。市场初期，原则上独立储能在一定市场运营周期内仅能选择一种模式。
“报量报价”独立储能，电能量充、放电报价分别不高于10段。
“报量不报价” 参与市场的独立储能、新能源场站配套储能装置申报的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。
独立储能日前市场节点电价按照日前出清上网电量加权平均计算。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。
配建储能与新能源作为联合体参与现货市场，配建储能可转独立。
与储能相关的具体条款如下。
独立储能参与现货市场的方式
独立储能是指具备独立分时正反向计量和AGC/APC功能，符合相关标准规范和电力市场运营机构等有关方面要求，以独立主体身份接受电网统一调度管理并具有法人资格的独立储能电站或储能装置，能够准确地与电力调度机构交互实时充放电功率、荷电状态等运行信息，可靠接收和连续执行实时调度指令。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，额定功率应不低于准入值，额定功率充放电持续响应时间不低于准入值 ，相关准入条件根据市场交易情况适时调整。
独立储能可在运行日选择参与现货市场或调频市场，两者不能同时参与。选择参与现货市场的，在日前可自愿选择通过“报量报价”的方式全电量竞价；或“报量不报价”自主决策充放电功率曲线优先出清。市场初期，原则上独立储能在一定市场运营周期内仅能选择一种模式。日前依据独立储能出清充放电功率曲线形成充放电计划，“报量报价”参与市场的独立储能具备条件的，依据实时荷电状态情况参与实时市场出清，不具备条件或“报量不报价”参与市场的独立储能实时市场中按照日前出清充放电计划优先出清。
调频市场与现货市场的衔接
独立储能日前自愿参与调频市场的，不再参与现货市场出清；日前充放电计划基准功率为零。在日前现货市场出清结果发布后，未中标的独立储能可补充申报参与日内调频市场。
日前经营主体运行边界条件
新能源场站缺省运行参数：配套储能装置额定功率，即额定充放电功率，单位为兆瓦，应与并网调度协议保持一致；配套储能装置额定功率充放电持续响应时间，单位为小时。
独立储能缺省运行参数：额定功率，即额定充放电功率，单位为兆瓦；应与并网调度协议保持一致；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结算的额定容量；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；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。
调试及试验计划
独立储能完成电力调度机构核验的并网调试操作当天（D）的次日（D+1），可按现货电能量市场交易规则参与出清要求参与 D+2 日的日前市场申报及出清。
D-2日12:00 前，因经营主体原因的试验机组或独立储能向电力调度机构报送D日试验时段内每15分钟的试验出力计划，D-2 日17:30前，电力调度机构在确保电力有序供应、电网安全稳定等基本需要的前提下返回审核结果。
独立储能交易信息
“报量报价”参与现货市场的独立储能应申报交易信息包括以下内容：
（一）独立储能电能量报价：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。第一段出力区间起点为最大充电功率（负值），最后一段出力区间终点为最大放电功率（正值），每一个报价段的起始出力点必须等于上一个报价段的出力终点，两个报价段衔接点对应的报价值属于上一段报价。报价曲线必须随出力增加单调非递减。每段报价段的长度不能小于报价出力段单段最小区间长度，报价出力段单段最小区间长度为 Max{（最大放电功率－最大充电功率）×5%，1 兆瓦}，且出力区间不得跨越充电、放电功率。每段报价的电能量价格均不可超过事前规定的申报价格的上、下限范围（R3）。
（二）运行日时段末目标荷电状态，单位为%；独立储能在 D日初始时刻的荷电状态，等于其 D-1日结束时刻的荷电状态出清值或统计值，独立储能在D日结束时刻的荷电状态，等于其申报的目标值。若迟报、漏报或不报，则由现货市场优化确定。
（三）最大、最小充放电功率，单位为兆瓦，即现货市场优化充放电功率上下限值；若迟报、漏报或不报，最大、最小充电功率默认分别为零和额定充电功率（以负值表示），最大、最小放电功率默认分别为额定放电功率（以正值表示）和零。
（四）最大、最小允许荷电状态，单位为%，即依据最大、最小充放电功率，申报的现货市场优化存储电量极限；若迟报、漏报或不报，最大、最小允许荷电状态默认为额定容量和零。
“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，放电功率曲线为正值，充电功率为负值，单位为兆瓦；若迟报、漏报或不报，则默认独立储能D日无充放电计划。日前申报的充放电曲线在日前现货市场中优先出清，并严格按照出清结果充放电，执行偏差超出允许偏差范围的收益部分，纳入执行偏差获利回收费用。
选择参与调频市场的独立储能应申报调频市场相关参数，详见《蒙东电力辅助服务（调频）市场实施细则》。若迟报、漏报或不报，则默认独立储能不再参与日前调频市场，按照交易信息或充放电曲线申报值参与现货市场。在日前现货市场出清结果发布后，未中标的独立储能可补充申报参与日内调频市场。
特殊机组出清顺序
特殊机组包括必开机组、必停机组、供热机组、调试（试验）主体、“报量不报价”参与市场的独立储能、新能源场站配套储能装置等。
不同类型特殊机组在出清过程中的优先级顺序为：固定出力机组（包括必开机组必开出力、必停机组、供热机组非电蓄热投入供热约束出力、地调供热机组、处于开/停机过程状态机组等）＞“报量不报价”参与市场的独立储能、新能源场站配套储能装置＞调试（试验）机组＞供热机组电蓄热投入供热约束出力与电蓄热用电能力。
当新能源场站与竞价燃煤机组、独立储能报价相同时，新能源享有同等条件下的优先出清权。当竞价燃煤机组、独立储能报价相同时，按照同报价段有效申报容量比例，分配中标出力。
“报量不报价”参与市场的独立储能、新能源场站配套储能装置申报的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。
电力调度机构可依据日前电网安全、供需紧张、新能源消纳或断面调控困难等需求，依据相应需求关联影响程度调整独立储能、新能源场站配套储能装置充放电曲线作为日前充放电计划，并向各经营主体披露原因。
通知原文如下。
