中國儲能網(wǎng)訊：內蒙古日報日前消息，蒙西電力現(xiàn)貨市場在經(jīng)過32個月的連續(xù)結算試運行后，于2月24日轉入正式運行，成為我國第5個轉入正式運行的電力現(xiàn)貨市場。
蒙西電力現(xiàn)貨市場作為全國首批8個電力現(xiàn)貨市場建設試點之一，于2022年6月1日啟動了長周期連續(xù)結算試運行。據(jù)悉，蒙西電力現(xiàn)貨市場是全國最先探索全電量現(xiàn)貨市場，最先實現(xiàn)發(fā)用雙側全電量參與電力現(xiàn)貨市場，最先采用“日前預出清+實時市場”的現(xiàn)貨組織模式，最先構建基于用戶側節(jié)點電價的用戶分區(qū)價格機制，最先采用“現(xiàn)貨市場全電量結算，中長期合約差價結算”的結算模式，最先在中長期結算環(huán)節(jié)引入結算參考點，最先實現(xiàn)實時市場5分鐘滾動出清，構建了符合國家政策文件要求、適應蒙西實際的市場機制與市場架構。該電力現(xiàn)貨市場對優(yōu)化電力資源配置、提升電力保供能力、促進可再生能源在更大范圍內協(xié)同消納、助力自治區(qū)能源綠色轉型發(fā)展發(fā)揮了重要作用，也為全國其他地區(qū)電力現(xiàn)貨市場建設開創(chuàng)了新路、提供了經(jīng)驗。
獨樹一幟的規(guī)則創(chuàng)新
構建中國首個"單軌制"電力市場體系
蒙西電力市場以"單軌制"改革為核心突破，構建了具有鮮明特色的市場規(guī)則體系，其創(chuàng)新性體現(xiàn)在幾個維度：
1. 制度設計的革命性突破。蒙西通過"全電量集中競價+節(jié)點電價邊際出清"的機制設計，實現(xiàn)了發(fā)電側與用電側的全要素市場化。這種"單軌制"模式消除了市場分割帶來的效率損耗，使蒙西成為全國首個真正實現(xiàn)發(fā)用電計劃全面放開的省級市場。相較于其他試點地區(qū)保留的"保量保價"電量，蒙西要求所有機組全電量參與現(xiàn)貨市場，從根本上杜絕了市場外電量的價格扭曲。
2. 用戶側分區(qū)結算與節(jié)點電價機制。針對蒙西電網(wǎng)“西部電源集中、東部負荷密集”的特點，市場首創(chuàng)的"分區(qū)域節(jié)點電價結算"機制，將呼包斷面作為分界線劃分東西結算區(qū)域，精準刻畫電能的空間價值差異，通過節(jié)點電價反映電力空間價值。例如，2022年6月試運行期間，東西部現(xiàn)貨均價最大價差達1.583元/千瓦時，有效引導電源優(yōu)化布局和負荷合理分布，為跨區(qū)域電力資源調配提供了精準信號。
3.實時市場與靈活出清技術。蒙西采用“日前預出清+實時市場”的組織模式，實時市場出清時間縮短至5分鐘滾動周期，并引入主站發(fā)電預測技術，顯著提升新能源出力預測精度。例如，通過改進算法，新能源場站預測偏差日均減少90萬千瓦，棄電率大幅降低，保障了新能源高效消納。
4.阻塞盈余管理與動態(tài)銜接機制。通過發(fā)電側與用電側分別采用節(jié)點電價結算，不僅清晰核算出全網(wǎng)阻塞盈余費用，更創(chuàng)新性地構建了基于市場目標導向的盈余返還機制。這種技術突破破解了我國電網(wǎng)阻塞管理長期依賴行政調節(jié)的困局，為跨區(qū)域電力交易提供了市場化解決方案。2022年6月試運行期間，全網(wǎng)阻塞盈余3.89億元，其中發(fā)電側返還2.01億元，用電側返還1.87億元，既緩解了電網(wǎng)阻塞對發(fā)電企業(yè)的沖擊，又引導用戶向低阻塞區(qū)域轉移。
5. 市場銜接的動態(tài)化協(xié)同。在省間與省內市場銜接方面，蒙西通過"全電量接受現(xiàn)貨價格結算+代理購電市場化"的機制設計，實現(xiàn)了跨省送電經(jīng)濟責任的市場化傳導。特別是電網(wǎng)代理購電用戶全量參與現(xiàn)貨結算的模式，既保障了居民農業(yè)用電價格穩(wěn)定，又通過工商業(yè)用戶分攤機制化解了保供責任與市場價格的矛盾，為全國代理購電機制提供了可復制模板。
6.弱化行政干預與風險防范機制。蒙西在規(guī)則設計中盡量避免行政限價，參考“失負荷價值”設置價格上下限（如現(xiàn)貨上限5000元/兆瓦時），同時通過過渡性風險防范機制（如用戶側價格波動補償）保障市場平穩(wěn)起步。例如，2022年6月用戶結算均價僅小幅上漲2.6%，實現(xiàn)了“軟著陸”。
攻堅克難的實戰(zhàn)檢驗
從規(guī)則落地到市場培育的進化之路
蒙西電力市場的建設并非一帆風順，在32個月的試運行中經(jīng)歷了多重考驗：
2019年首次試運行時，市場主體對現(xiàn)貨價格波動準備不足，首周出現(xiàn)新能源企業(yè)集中報低價沖擊市場的情況，導致火電企業(yè)收益驟降20%。2022年接入省間現(xiàn)貨市場后，蒙西外送電量的經(jīng)濟責任劃分引發(fā)爭議。
2023年，蒙西大烏海區(qū)域曾出現(xiàn)火電企業(yè)“付費發(fā)電”現(xiàn)象，直接原因是現(xiàn)貨節(jié)點電價與中長期合約價差倒掛。該區(qū)域電源裝機過剩（2528萬千瓦），負荷僅1100萬千瓦，外送通道受限（響布坤德斷面輸送極限260萬千瓦），導致現(xiàn)貨電價長期低迷。同時，用戶側參考結算點統(tǒng)一設定在東部高價區(qū)，西部電源需承擔“高價區(qū)保價”的差價電費，進一步加劇了結算電費為負的風險。
蒙西的解決措施，一是優(yōu)化電網(wǎng)結構與外送能力，內蒙古電力公司通過優(yōu)化機組PSS參數(shù)、建設千里山—谷山梁輸電通道，提升斷面動態(tài)穩(wěn)定極限，釋放西部電力外送潛力。2023年規(guī)劃投產后，外送能力預計提高40萬千瓦，緩解供需失衡。
二是細化用戶側參考結算點。將用戶側結算點從單一區(qū)域調整為東西分區(qū)，允許電源與區(qū)域內用戶簽約，減少跨區(qū)價差負擔。例如，東部用戶參考結算點電價與西部電源節(jié)點電價的匹配度提升，降低了負電費風險。
三是引導中長期合約價格動態(tài)調整。鼓勵發(fā)電企業(yè)結合現(xiàn)貨價格預測，在中長期合約中嵌入分時定價條款，避免固定價差導致的虧損。例如，部分火電企業(yè)通過提高合約價格，將負價差時段占比從30%降至10%。
四是推動市場化電源規(guī)劃。蒙西提出電源投資需與節(jié)點電價信號掛鉤，避免在低電價區(qū)域過度集中。通過價格信號引導新增負荷向西部轉移，逐步實現(xiàn)供需動態(tài)平衡。通過上述措施，大烏海區(qū)域負電費現(xiàn)象顯著減少，2023年結算試運行期間，火電企業(yè)總收入恢復正值，驗證了市場規(guī)則調整的有效性。
蒙西現(xiàn)貨轉正啟示
中國電力市場化的新范式
蒙西的實踐為其他省份提供了從試點到轉正的完整經(jīng)驗，尤其在新能源消納、阻塞管理、用戶側參與等方面具有標桿意義。未來，隨著全國統(tǒng)一電力市場建設的推進，蒙西的創(chuàng)新機制有望成為“中國方案”的重要組成部分，助力新型電力系統(tǒng)建設和“雙碳”目標實現(xiàn)。
蒙西經(jīng)驗表明，電力市場化改革需同步推進制度設計和技術支撐：
制度層面：打破“雙軌制”、建立全電量市場是釋放價格信號的基礎；用戶側分區(qū)結算和節(jié)點電價機制為全國統(tǒng)一電力市場提供了空間定價范本。
技術層面：實時出清算法、主站預測技術、曲線擬合方法等，解決了新能源波動性和用戶計量粗放的難題，為其他地區(qū)提供了可復制的技術路徑。
未來暢想：從區(qū)域到全國的協(xié)同蒙西下一步可探索：
深化省間市場銜接：通過動態(tài)經(jīng)濟責任劃分，推動跨省區(qū)電力資源優(yōu)化配置，例如將華北保供與蒙西外送機制深度融合。
完善容量補償機制：針對新能源占比提升趨勢，設計靈活性資源補償政策，保障系統(tǒng)調峰能力。
推廣用戶側響應：通過分時電價激勵負荷主動參與市場，形成“源網(wǎng)荷儲”協(xié)同的新型電力系統(tǒng)。
全國意義：為改革破局提供“蒙西方案”蒙西模式的成功證明：
單軌制可行：通過全電量市場和精細化規(guī)則設計，可消除不平衡資金，實現(xiàn)公平競爭。
節(jié)點電價有效：空間價格信號能引導資源優(yōu)化布局，緩解區(qū)域供需矛盾。
市場與政府協(xié)同：過渡期風險防范機制可平衡改革穩(wěn)定性與市場自由度。
這個"單軌制"市場的成熟運轉，不僅標志著我國電力體制改革完成從"破冰"到"深水"的跨越，更預示著市場化配置資源將成為新型電力系統(tǒng)建設的核心驅動力。在碳達峰碳中和目標下，這個塞北高原上誕生的改革樣本，正在為中國乃至全球的電力市場化改革書寫新的注腳。
