2026年2月14日，内蒙古能源局发布《内蒙古电力多边交易市场规则体系2026年修订版(征求意见稿)》、《蒙东电力市场规则体系2026年修订版(征求意见稿)》。

《内蒙古电力多边交易市场电力现货交易实施细则（征求意见稿）》中明确，当可再生能源富裕程度小于零时，新能源富裕，存在弃风弃光，独立新型储能电站不得放电。

在电力供应紧张、调峰或断面调控困难等时段，电力调度机构可根据系统运行需要，要求独立新型储能按照“报量报价”方式参与。

有功调节速率，单位为MW/分钟，暂定为装机容量的3.3%，根据网内储能电站规模及电网运行实际调整。

荷电状态是指储能存储电量占额定容量的比值，最大允许荷电状态应在经营主体荷电状态的90%~100%之间，最小允许荷电状态应在经营主体荷电状态的0-10%之间。

独立储能电站单日充放电循环次数上限为1.5次，最小连续充放电时长为30分钟，电站单日全容量充电次数上1.5次。

综合考虑边际机组成本、电力供需情况、能源绿色转型等因素，现货市场申报价格下限为-50元/MWh，申报价格上限为1500元/MWh；现货市场出清价格为单位为5.106元/MWh。

《内蒙古电力多边交易市场需求侧响应交易实施细则（征求意见稿）》提出，日前需求侧响应市场中，申报响应价格下限为100元/MWh，上限为1500元/MWh。市场初期，参与响应经营主体只能进行一段报价；后期适时开放多段报价。

次月紧急需求侧响应容量市场，最低申报响应容量3MW，响应价格下限为100元/MWh，上限为3000元/MWh。市场初期，参与响应经营主体只能对全月全部时段进行一段报价；后期适时开放多段报价。

《内蒙古电力多边市场运行参数（试行）（征求意见稿）》明确，新能源保底结算价格为50元/兆瓦时；绿电交易环境价值不得低于1元/兆瓦时，不得高于31.5元/兆瓦时。

《蒙东电力市场现货交易实施细则(试行)(征求意见稿)》提到，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。配建储能实际充放电时段免予考核。

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，相应方案另行制定。

技术条件方面，对同一安装地点功率不低于3万千瓦的配建储能，按照自愿原则，改造后接入电压等级为110千伏及以上，具备独立计量、控制等技术条件，达到相关标准规范和电力市场运营机构等有关方面的要求，并接入调度自动化系统可被电网监控和调度的，可转为独立储能。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。

《蒙东电力市场结算实施细则(试行)征求意见稿)》中，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。调试期独立储能项目充电电量不能由电网公司代理购电。

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:

对已签订中长期合约的独立储能场站设置独立储能中长期偏差收益回收机制，独立储能中长期净合约放电(充电)电量高于允许上限的电量部分或低于允许下限的电量部分，以T周期分别进行超额收益回收或缺额收益回收，按月度在发电侧与用电侧平均返还。发电侧按市场化机组(不含鲁固直流配套电源)合约执行情况进行返还，用电侧按市场化用户合约执行情况进行返还。

另外文件还提出，根据市场供需比，启动市场力缓解机制市场力行为监测。日前市场出清后，逐时段计算市场供需比(市场供需比={市场发电能力+固定出力(含储能)-外送电力+受入电力}/实际负荷)和价格情况，初步判断市场内是否存在操纵市场力的行为，并启动市场力行为监测，具体标准如下：

《蒙东电力需求侧响应交易实施细则（试行）（征求意见稿）》明确，日前需求侧响应市场，申报价格下限暂定为100元/MWh，申报价格上限暂定为1500元/MWh)。市场初期需求侧响应时间段内，参与响应经营主体只能申报一段，一段申报需求侧响应时间全段，待市场成熟后，可采用多段报价。

每月倒数第4日(M-4日)，次月紧急需求侧响应，响应容量最小单位为0.1MW，最低申报响应容量0.1MW。响应价格下限为100元/MWh，上限为3000元/MWh。市场初期，参与响应经营主体只能对全月全部时段进行一段报价；后期适时开放多段报价。