独立新型储能电站可选择分时段申报参与现货电能量市场或参与调频辅助服务市场。全天调频申报共分成6个时段。
选择参与调频辅助服务市场时，独立新型储能充/放电量按照现货电能量市场价格进行结算。
调频量价补偿费用由省调直调公用煤电机组、风电场、光伏电站、独立新型储能电站按照月度上网电量比例进行分摊，扶贫项目不参与分摊。
其中，市场经营主体包括发电企业、电力用户和新型经营主体（含独立储能电站、虚拟电厂等）。现阶段，提供调频辅助服务的经营主体为在电力交易平台完成注册，满足相关技术要求的内蒙古电网省调燃煤（含火储）机组、燃气机组、水电机组（含抽水蓄能机组）、独立新型储能电站等可调节资源。
调频辅助服务提供主体以APC单元作为参与调频市场的交易单元。煤电（含火储）机组、燃气机组以单机作为调频单元。独立新型储能电站作为一个调频单元，装设厂级AGC的水电可选择全厂作为一个调频单元。
所有列入煤电容量电价适用范围、具备自动功率控制功能的省调机组必须参与调频辅助服务市场申报。
参与调频机组需满足调节能力（申报出力上限与申报最小可调出力之差）不低于额定有功功率的20%。
调频市场采用“集中竞价、日前预出清、日内正式出清、实时调用”的组织方式开展，日前申报信息封存到运行日。每4小时为一个交易时段，全天共6个交易时段。
现阶段，独立新型储能电站可选择分时段申报参与现货电能量市场或参与调频辅助服务市场。选择参与调频辅助服务市场时，独立新型储能充/放电量按照现货电能量市场价格进行结算。
调频容量是指为保持联络线功率及系统频率稳定所预留的容量，分为上调频容量与下调频容量。调频市场的总供给容量应满足总需求容量。现阶段，暂定上、下调频需求取值范围分别为对应时段直调发电负荷预测最大值的1%-5%。
调频里程价格的申报最小单位是0.1元/MW， 报价范围2-18元/MW，申报价格范围如下表所示。
申报调频容量的最小单位是1MW，申报调频容量范围上下限计算公示如下：
燃气机组、水电：调频容量申报上限为额定容量的20%，下限为额定容量的10%。
独立新型储能电站根据参与调频时段申报的充放电状态和出力上下限，在对应的出力范围内跟随APC指令参与调频。
原则上，现阶段新型独立储能电站、虚拟电厂等新型经营主体合计中标调频容量之和占调频容量需求的比值不超过γ1。运行参数表取值γ1=30%。
调频市场费用包括调频服务费用与调频量价补偿费用两部分。
调频服务费用采用基于调频里程的单一制价格机制，根据出清价格、调频里程、综合调频性能指标三者乘积计算。中标APC单元i每日调频服务费用Ri计算方法如下：
调频服务费用采用“日清月结”方式结算，扣减该月调频违约金后再进行分摊，由全体工商业用户（含电网代理购电）用电量和未参与电能量市场交易的上网电量（含机组调试期电量）按照月度总用电量和月度总上网电量比例进行分摊。用户分摊费用纳入系统运行费，随电费一同结算。未参与电能量市场交易的发电机组（场站）分摊费用按照机组（场站）月度上网电量比例进行分摊。
调频量价补偿在提供调频服务、APC正常投入的煤电机组和独立新型储能电站范围内开展。调频量价补偿费用包括煤电机组调频量价补偿费用与独立新型储能电站调频量价补偿费用。
独立新型储能电站调频量价补偿费用主要用于补偿独立新型储能电站每月选择“可充可放”提供调频服务时段的充电费用大于放电费用产生的损失。
其中，充电费用考虑能量转换效率进行折算。能量转换效率η参照国家标准下限执行：电化学储能系统能量转换效率参照GB/T36558；其他类型储能系统能量转换效率参照相应国家标准，无对应国家标准的储能系统能量转换效率参照 GB/T36558中锂离子电池储能系统能量转换效率下限。
调频量价补偿费用按照“日清月结”方式进行结算，现阶段，补偿费用规模上限为1亿元。
补偿费用达上限后，按照补偿上限进行补偿和分摊，各机组补偿费用等比例进行缩减，分摊总费用按照补偿上限进行计算。
调频量价补偿费用由省调直调公用煤电机组、风电场、光伏电站、独立新型储能电站按照月度上网电量比例进行分摊，扶贫项目不参与分摊。
调频辅助服务市场运行参数表详情如下。
原文如下：
责任编辑：筱海
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