中國儲能網訊：近日，國網內蒙古東部電力有限公司發(fā)布《蒙東電力現貨市場2025年首次結算試運行工作方案》《蒙東電力現貨市場結算試運行指引V1.0》。
根據方案，蒙東電力現貨市場擬于2025年3月18日~24日啟動首次結算試運行。此次試運行僅開展電能量市場交易，暫不開展調頻輔助服務市場交易。市場運行期間，不再運行省內調峰輔助服務市場，暫不參與省間調峰輔助服務市場。
此次電力現貨市場結算試運行參與范圍主要包括：
發(fā)電側：燃煤火電機組（“報量不報價”或“報量報價”）；集中式風光場站（“報量報價”）；風光制氫一體化項目（“報量不報價”）；特許權新能源場站（“報量不報價”或“報量報價”）。
用戶側：蒙東省內參與中長期交易的電力批發(fā)用戶、售電公司、電網企業(yè)代理購電用戶（“不報量不報價”）；工業(yè)園區(qū)綠色供電項目、源網荷儲一體化項目全額自發(fā)自用新能源項目（“不報量不報價”）。
其中：新能源申報限價范圍為0-1500元/兆瓦時；燃煤機組申報限價范圍為1-1500元/兆瓦時；實時市場出清價格上下限范圍0-1500元/兆瓦時。
此次試運行方案中參與范圍并未包括新型儲能，但《蒙東電力現貨市場結算試運行指引V1.0》中，詳細規(guī)定了儲能參與電力現貨市場的規(guī)則：
獨立儲能應以同一節(jié)點的獨立法人項目為交易單元直接參與電力批發(fā)市場。
獨立儲能可在運行日選擇參與現貨市場或調頻市場，兩者不能同時參與。在日前現貨市場出清結果發(fā)布后，未中標的獨立儲能可補充申報參與日內調頻市場。
獨立儲能參與電力現貨市場，可選擇“報量不報價”，或“報量報價”。市場初期，原則上獨立儲能在一定市場運營周期內僅能選擇一種模式。
“報量報價”獨立儲能，電能量充、放電報價分別不高于10段。
“報量不報價” 參與市場的獨立儲能、新能源場站配套儲能裝置申報的充放電計劃曲線在日前現貨市場中優(yōu)先出清，不參與市場定價。
獨立儲能日前市場節(jié)點電價按照日前出清上網電量加權平均計算。蒙東節(jié)點電價指蒙東電網220千伏及以上電壓等級母線的現貨出清電價。
配建儲能與新能源作為聯合體參與現貨市場，配建儲能可轉獨立。
與儲能相關的具體條款如下。
獨立儲能參與現貨市場的方式
獨立儲能是指具備獨立分時正反向計量和AGC/APC功能，符合相關標準規(guī)范和電力市場運營機構等有關方面要求，以獨立主體身份接受電網統一調度管理并具有法人資格的獨立儲能電站或儲能裝置，能夠準確地與電力調度機構交互實時充放電功率、荷電狀態(tài)等運行信息，可靠接收和連續(xù)執(zhí)行實時調度指令。獨立儲能應以同一節(jié)點的獨立法人項目為交易單元直接參與 電力批發(fā)市場，額定功率應不低于準入值，額定功率充放電持續(xù)響應時間不低于準入值 ，相關準入條件根據市場交易情況適時調整。
獨立儲能可在運行日選擇參與現貨市場或調頻市場，兩者不能同時參與。選擇參與現貨市場的，在日前可自愿選擇通過“報量報價”的方式全電量競價；或“報量不報價”自主決策充放電功率曲線優(yōu)先出清。市場初期，原則上獨立儲能在一定市場運營周期內僅能選擇一種模式。日前依據獨立儲能出清充放電功率曲線形成充放電計劃，“報量報價”參與市場的獨立儲能具備條件的，依據實時荷電狀態(tài)情況參與實時市場出清，不具備條件或“報量不報價”參與市場的獨立儲能實時市場中按照日前出清充放電計劃優(yōu)先出清。
調頻市場與現貨市場的銜接
獨立儲能日前自愿參與調頻市場的，不再參與現貨市場出清；日前充放電計劃基準功率為零。在日前現貨市場出清結果發(fā)布后，未中標的獨立儲能可補充申報參與日內調頻市場。
日前經營主體運行邊界條件
新能源場站缺省運行參數：配套儲能裝置額定功率，即額定充放電功率，單位為兆瓦，應與并網調度協議保持一致；配套儲能裝置額定功率充放電持續(xù)響應時間，單位為小時。
獨立儲能缺省運行參數：額定功率，即額定充放電功率，單位為兆瓦；應與并網調度協議保持一致；額定功率充放電持續(xù)響應時間，單位為小時；獨立儲能依據額定功率與額定功率充放電持續(xù)響應時間結算的額定容量；充放電效率，單位為%，即獨立儲能充放電時增加存儲電量與輸入電量的比值與放電時輸出電量與減少存儲電量的比值；日充放電轉換次數，即獨立儲能每日參與現貨市場優(yōu)化過程中的充放電狀態(tài)轉換允許次數約束。獨立儲能在現貨市場優(yōu)化過程中充電、放電累計容量達到200%最大允許荷電狀態(tài)記為一次日充放電轉換。
調試及試驗計劃
獨立儲能完成電力調度機構核驗的并網調試操作當天（D）的次日（D+1），可按現貨電能量市場交易規(guī)則參與出清要求參與 D+2 日的日前市場申報及出清。
D-2日12:00 前，因經營主體原因的試驗機組或獨立儲能向電力調度機構報送D日試驗時段內每15分鐘的試驗出力計劃，D-2 日17:30前，電力調度機構在確保電力有序供應、電網安全穩(wěn)定等基本需要的前提下返回審核結果。
獨立儲能交易信息
“報量報價”參與現貨市場的獨立儲能應申報交易信息包括以下內容：
（一）獨立儲能電能量報價：獨立儲能電能量充、放電報價分別不高于10段，每段需申報出力區(qū)間起點、出力區(qū)間終點以及該區(qū)間報價。第一段出力區(qū)間起點為最大充電功率（負值），最后一段出力區(qū)間終點為最大放電功率（正值），每一個報價段的起始出力點必須等于上一個報價段的出力終點，兩個報價段銜接點對應的報價值屬于上一段報價。報價曲線必須隨出力增加單調非遞減。每段報價段的長度不能小于報價出力段單段最小區(qū)間長度，報價出力段單段最小區(qū)間長度為 Max{（最大放電功率－最大充電功率）×5%，1 兆瓦}，且出力區(qū)間不得跨越充電、放電功率。每段報價的電能量價格均不可超過事前規(guī)定的申報價格的上、下限范圍（R3）。
（二）運行日時段末目標荷電狀態(tài)，單位為%；獨立儲能在 D日初始時刻的荷電狀態(tài)，等于其 D-1日結束時刻的荷電狀態(tài)出清值或統計值，獨立儲能在D日結束時刻的荷電狀態(tài)，等于其申報的目標值。若遲報、漏報或不報，則由現貨市場優(yōu)化確定。
（三）最大、最小充放電功率，單位為兆瓦，即現貨市場優(yōu)化充放電功率上下限值；若遲報、漏報或不報，最大、最小充電功率默認分別為零和額定充電功率（以負值表示），最大、最小放電功率默認分別為額定放電功率（以正值表示）和零。
（四）最大、最小允許荷電狀態(tài)，單位為%，即依據最大、最小充放電功率，申報的現貨市場優(yōu)化存儲電量極限；若遲報、漏報或不報，最大、最小允許荷電狀態(tài)默認為額定容量和零。
“報量不報價”參與現貨市場的獨立儲能應申報D日的96點充放電計劃曲線，放電功率曲線為正值，充電功率為負值，單位為兆瓦；若遲報、漏報或不報，則默認獨立儲能D日無充放電計劃。日前申報的充放電曲線在日前現貨市場中優(yōu)先出清，并嚴格按照出清結果充放電，執(zhí)行偏差超出允許偏差范圍的收益部分，納入執(zhí)行偏差獲利回收費用。
選擇參與調頻市場的獨立儲能應申報調頻市場相關參數，詳見《蒙東電力輔助服務（調頻）市場實施細則》。若遲報、漏報或不報，則默認獨立儲能不再參與日前調頻市場，按照交易信息或充放電曲線申報值參與現貨市場。在日前現貨市場出清結果發(fā)布后，未中標的獨立儲能可補充申報參與日內調頻市場。
特殊機組出清順序
特殊機組包括必開機組、必停機組、供熱機組、調試（試驗）主體、“報量不報價”參與市場的獨立儲能、新能源場站配套儲能裝置等。
不同類型特殊機組在出清過程中的優(yōu)先級順序為：固定出力機組（包括必開機組必開出力、必停機組、供熱機組非電蓄熱投入供熱約束出力、地調供熱機組、處于開/停機過程狀態(tài)機組等）＞“報量不報價”參與市場的獨立儲能、新能源場站配套儲能裝置＞調試（試驗）機組＞供熱機組電蓄熱投入供熱約束出力與電蓄熱用電能力。
當新能源場站與競價燃煤機組、獨立儲能報價相同時，新能源享有同等條件下的優(yōu)先出清權。當競價燃煤機組、獨立儲能報價相同時，按照同報價段有效申報容量比例，分配中標出力。
“報量不報價”參與市場的獨立儲能、新能源場站配套儲能裝置申報的充放電計劃曲線在日前現貨市場中優(yōu)先出清，不參與市場定價。
電力調度機構可依據日前電網安全、供需緊張、新能源消納或斷面調控困難等需求，依據相應需求關聯影響程度調整獨立儲能、新能源場站配套儲能裝置充放電曲線作為日前充放電計劃，并向各經營主體披露原因。
通知原文如下：
