储能与电力市场获悉，10月20日，内蒙古自治区能源局、国家能源局东北监管局发布关于印发《蒙东电力市场规则体系（试行）》的通知。文件包含“1+8”系列规则，即1个基本规则和8个实施细则。
蒙东电力市场注册实施细则（试行）
蒙东电力市场交易衔接实施细则（试行）
蒙东电力现货市场交易实施细则（试行）
蒙东电力市场结算实施细则（试行）
蒙东电力市场计量管理实施细则（试行）
蒙东电力市场信息披露实施细则（试行）
蒙东电力需求侧响应交易实施细则（试行）
蒙东电力辅助服务（调频）市场实施细则（试行）
经营主体包括满足参与电力市场交易的各类型发电企业、电力用户（含电网企业代理购电用户）、售电公司和新型经营主体（含分布式发电、负荷聚合商、储能和虚拟电厂等）等。
调频市场由电力调度机构组织集中开展，与现货市场分开独立运行。
辅助服务市场由电力调度机构组织集中开展，与现货市场分开独立运行，具备条件时推动与现货市场联合出清。
《蒙东电力市场注册实施细则（试行）》中规定配建新型储能与所属经营主体视为一体，具备独立计量、控制等技术条件，接入电力调度自动化系统可被电网监控和调度，具有法人资格时可选择转为独立新型储能项目，作为经营主体直接参与电力市场交易。
独立储能按自然月自愿选择“报量报价”或“报量不报价” 的方式参与现货市场。
集中式新能源场站包括蒙东电网集中式风电光伏电站（含配建储能），集中式新能源场站与配建储能以一体化形式参与现货市场。集中式新能源场站通过“报量报价”的方式全电量参与现货市场。
新能源场站与其投资建设的配套储能装置作为联合主体参与现货市场；配套储能通过技术改造满足下述技术条件时，可自愿转为独立储能运行，并作为独立储能参与现货市场。
涉及风光水火储多能互补一体化项目的储能，原则上暂不转为独立储能。
“报量不报价”独立储能的日内充放电计划在实时现货市场中优先出清，不参与市场定价。
独立储能现货市场电价：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。
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。
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。计算公式如下：
其中，省内现货市场电能量电费：根据独立储能省内现货市场充放电结算电量与省内实时市场节点电价/实时全网用户侧统一结算点电价计算省内现货电能量电费，计算公式如下：
省内中长期市场差价合约电费：根据独立储能分解至h小时的省内中长期净合约电量（用电电量记为负值、放电电量记为正值）与对应的净合约电价、中长期结算参考点现货电价计算省内中长期差价合约电能量电费，计算公式如下：
独立储能调平费用计算公式如下：
新型经营主体不参与省间差价结算损益费用分摊分享。
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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。
需求侧响应经营主体包括蒙东电力市场内的电力用户、负荷聚合商、虚拟电厂、电动汽车运营商以及其他符合条件的新型主体等。
其中，虚拟电厂要求具备节点申报条件，节点申报能力不低于1兆瓦，市场初期，参与需求侧响应虚拟电厂聚合的用户申报小时数不小于电网及调度机构触发需求侧响应小时数。
经营主体的补偿费用单独记账、单独结算。
用户实际响应电量除以中标电量为需求侧响应执行比例，初期响应执行比例下限设定为80%，低于下限值时考核，对该时段用户需求侧响应缺额电量按需求侧响应出清价格的M倍进行考核。
考核费用计算公式如下：
M为考核调整系数，视市场运行情况更改，随着需求侧响应执行比例下降，逐步增大，对应关系如下表：
调频辅助服务提供者包括发电企业、售电企业、电力用户和新型经营主体（含储能企业、虚拟电厂、智能微电网、车网互动运营企业等）。
提供电力辅助服务的经营主体是指满足电力市场要求，具备可观、可测、可调、可控能力的主体，主要包括火电、水电、新型经营主体等可调节资源。市场初期，调频单元包括具备参与调频市场条件的公用燃煤火电机组（暂不含京科电厂二号机、科右中电厂，简称调频火电机组）与独立储能。
调频辅助服务费用分摊原则按照“谁受益、谁承担”的原则，由受益的经营主体或相关方承担辅助服务费用。
独立储能调频信息申报：独立储能参与调频市场前，应向电力调度机构申报的缺省参数包括但不限于：额定功率、额定功率充放电持续响应时间、充放电效率、日充放电转换次数、缺省标准调频容量、缺省调频深度报价。
现货市场运行期间，自愿参与日前调频市场的独立储能在D-1日09:45前申报以下信息：
（一）标准调频容量：独立储能标准调频容量申报范围不大于额定功率的一定比例 g3。若迟报、漏报或不报，则按照缺省值参与出清。
（二）调频深度价格：单位为元/兆瓦，最小单位是0.1元/兆瓦，不超过调频深度价格上、下限范围（R5）；若迟报、漏报或不报，则按照缺省值参与出清；
（三）最大、最小允许荷电状态：即依据标准调频容量，申报的实时调频充放电存储电量极限，单位为兆瓦时；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。
结算模式：调频火电机组、独立储能实际接受调频调用后，该周期内可获得调频收益。
电力市场运营机构负责按照收支平衡原则、以日清月结的方式进行调频市场相关费用结算。经营主体应获得（支付）的调频服务补偿（分摊）费用纳入系统运行费用，与当月电费结算同步完成。
电力现货市场未连续运行时，不向用户侧疏导辅助服务费用；
电力现货市场不间断连续运行时，调频深度补偿费用由用户用电量和未参与电能量市场交易的上网电量分担，参与跨省跨区售出交易的经营主体根据辅助服务的受益情况，按照电量比例由受益电量部分分担辅助服务费用，该部分费用由跨省跨区交易的经营主体与交易对手方商定承担。
独立储能、虚拟电厂等“发用一体”主体，在结算时段内按上网（下网）电量参与发电侧（用户侧）辅助服务费用分摊或分享。调频深度补偿费用按照上网电量和用电量 1：k调频深度补偿 进行分摊，分摊比例由政府价格主管部门确定。
原文如下：
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责任编辑：筱海
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