2026年2月14日，內蒙古能源局發布《內蒙古電力多邊交易市場規則體系2026年修訂版(征求意見稿)》、《蒙東電力市場規則體系2026年修訂版(征求意見稿)》。

《內蒙古電力多邊交易市場電力現貨交易實施細則（征求意見稿）》中明確，當可再生能源富裕程度小于零時，新能源富裕，存在棄風棄光，獨立新型儲能電站不得放電。

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。

有功調節速率，單位為MW/分鐘，暫定為裝機容量的3.3%，根據網內儲能電站規模及電網運行實際調整。

荷電狀態是指儲能存儲電量占額定容量的比值，最大允許荷電狀態應在經營主體荷電狀態的90%~100%之間，最小允許荷電狀態應在經營主體荷電狀態的0-10%之間。

獨立儲能電站單日充放電循環次數上限為1.5次，最小連續充放電時長為30分鐘，電站單日全容量充電次數上1.5次。

綜合考慮邊際機組成本、電力供需情況、能源綠色轉型等因素，現貨市場申報價格下限為-50元/MWh，申報價格上限為1500元/MWh；現貨市場出清價格為單位為5.106元/MWh。

《內蒙古電力多邊交易市場需求側響應交易實施細則（征求意見稿）》提出，日前需求側響應市場中，申報響應價格下限為100元/MWh，上限為1500元/MWh。市場初期，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。

次月緊急需求側響應容量市場，最低申報響應容量3MW，響應價格下限為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。

《內蒙古電力多邊市場運行參數（試行）（征求意見稿）》明確，新能源保底結算價格為50元/兆瓦時；綠電交易環境價值不得低于1元/兆瓦時，不得高于31.5元/兆瓦時。

《蒙東電力市場現貨交易實施細則(試行)(征求意見稿)》提到，集中式新能源場站與配建儲能以一體化形式參與現貨市場。集中式新能源場站通過“報量報價”的方式全電量參與現貨市場。配建儲能實際充放電時段免予考核。

新能源場站與其投資建設的配套儲能裝置作為聯合主體參與現貨市場；配套儲能通過技術改造滿足下述技術條件時，可自愿轉為獨立儲能運行，并作為獨立儲能參與現貨市場，相應方案另行制定。

技術條件方面，對同一安裝地點功率不低于3萬千瓦的配建儲能，按照自愿原則，改造后接入電壓等級為110千伏及以上，具備獨立計量、控制等技術條件，達到相關標準規范和電力市場運營機構等有關方面的要求，并接入調度自動化系統可被電網監控和調度的，可轉為獨立儲能。涉及風光水火儲多能互補一體化項目的儲能，原則上暫不轉為獨立儲能。

《蒙東電力市場結算實施細則(試行)征求意見稿)》中，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)電量現貨結算電價為所在電氣節點的節點電價，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。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)、充(用)電量現貨結算電價為所在電氣節點的節點電價，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。調試期獨立儲能項目充電電量不能由電網公司代理購電。

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。計算公式如下:

對已簽訂中長期合約的獨立儲能場站設置獨立儲能中長期偏差收益回收機制，獨立儲能中長期凈合約放電(充電)電量高于允許上限的電量部分或低于允許下限的電量部分，以T周期分別進行超額收益回收或缺額收益回收，按月度在發電側與用電側平均返還。發電側按市場化機組(不含魯固直流配套電源)合約執行情況進行返還，用電側按市場化用戶合約執行情況進行返還。

另外文件還提出，根據市場供需比，啟動市場力緩解機制市場力行為監測。日前市場出清后，逐時段計算市場供需比(市場供需比={市場發電能力+固定出力(含儲能)-外送電力+受入電力}/實際負荷)和價格情況，初步判斷市場內是否存在操縱市場力的行為，并啟動市場力行為監測，具體標準如下：

《蒙東電力需求側響應交易實施細則（試行）（征求意見稿）》明確，日前需求側響應市場，申報價格下限暫定為100元/MWh，申報價格上限暫定為1500元/MWh)。市場初期需求側響應時間段內，參與響應經營主體只能申報一段，一段申報需求側響應時間全段，待市場成熟后，可采用多段報價。

每月倒數第4日(M-4日)，次月緊急需求側響應，響應容量最小單位為0.1MW，最低申報響應容量0.1MW。響應價格下限為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。