中国储能网讯：内蒙古日报日前消息，蒙西电力现货市场在经过32个月的连续结算试运行后，于2月24日转入正式运行，成为我国第5个转入正式运行的电力现货市场。
蒙西电力现货市场作为全国首批8个电力现货市场建设试点之一，于2022年6月1日启动了长周期连续结算试运行。据悉，蒙西电力现货市场是全国最先探索全电量现货市场，最先实现发用双侧全电量参与电力现货市场，最先采用“日前预出清+实时市场”的现货组织模式，最先构建基于用户侧节点电价的用户分区价格机制，最先采用“现货市场全电量结算，中长期合约差价结算”的结算模式，最先在中长期结算环节引入结算参考点，最先实现实时市场5分钟滚动出清，构建了符合国家政策文件要求、适应蒙西实际的市场机制与市场架构。该电力现货市场对优化电力资源配置、提升电力保供能力、促进可再生能源在更大范围内协同消纳、助力自治区能源绿色转型发展发挥了重要作用，也为全国其他地区电力现货市场建设开创了新路、提供了经验。
独树一帜的规则创新
构建中国首个"单轨制"电力市场体系
蒙西电力市场以"单轨制"改革为核心突破，构建了具有鲜明特色的市场规则体系，其创新性体现在几个维度：
1. 制度设计的革命性突破。蒙西通过"全电量集中竞价+节点电价边际出清"的机制设计，实现了发电侧与用电侧的全要素市场化。这种"单轨制"模式消除了市场分割带来的效率损耗，使蒙西成为全国首个真正实现发用电计划全面放开的省级市场。相较于其他试点地区保留的"保量保价"电量，蒙西要求所有机组全电量参与现货市场，从根本上杜绝了市场外电量的价格扭曲。
2. 用户侧分区结算与节点电价机制。针对蒙西电网“西部电源集中、东部负荷密集”的特点，市场首创的"分区域节点电价结算"机制，将呼包断面作为分界线划分东西结算区域，精准刻画电能的空间价值差异，通过节点电价反映电力空间价值。例如，2022年6月试运行期间，东西部现货均价最大价差达1.583元/千瓦时，有效引导电源优化布局和负荷合理分布，为跨区域电力资源调配提供了精准信号。
3.实时市场与灵活出清技术。蒙西采用“日前预出清+实时市场”的组织模式，实时市场出清时间缩短至5分钟滚动周期，并引入主站发电预测技术，显著提升新能源出力预测精度。例如，通过改进算法，新能源场站预测偏差日均减少90万千瓦，弃电率大幅降低，保障了新能源高效消纳。
4.阻塞盈余管理与动态衔接机制。通过发电侧与用电侧分别采用节点电价结算，不仅清晰核算出全网阻塞盈余费用，更创新性地构建了基于市场目标导向的盈余返还机制。这种技术突破破解了我国电网阻塞管理长期依赖行政调节的困局，为跨区域电力交易提供了市场化解决方案。2022年6月试运行期间，全网阻塞盈余3.89亿元，其中发电侧返还2.01亿元，用电侧返还1.87亿元，既缓解了电网阻塞对发电企业的冲击，又引导用户向低阻塞区域转移。
5. 市场衔接的动态化协同。在省间与省内市场衔接方面，蒙西通过"全电量接受现货价格结算+代理购电市场化"的机制设计，实现了跨省送电经济责任的市场化传导。特别是电网代理购电用户全量参与现货结算的模式，既保障了居民农业用电价格稳定，又通过工商业用户分摊机制化解了保供责任与市场价格的矛盾，为全国代理购电机制提供了可复制模板。
6.弱化行政干预与风险防范机制。蒙西在规则设计中尽量避免行政限价，参考“失负荷价值”设置价格上下限（如现货上限5000元/兆瓦时），同时通过过渡性风险防范机制（如用户侧价格波动补偿）保障市场平稳起步。例如，2022年6月用户结算均价仅小幅上涨2.6%，实现了“软着陆”。
攻坚克难的实战检验
从规则落地到市场培育的进化之路
蒙西电力市场的建设并非一帆风顺，在32个月的试运行中经历了多重考验：
2019年首次试运行时，市场主体对现货价格波动准备不足，首周出现新能源企业集中报低价冲击市场的情况，导致火电企业收益骤降20%。2022年接入省间现货市场后，蒙西外送电量的经济责任划分引发争议。
2023年，蒙西大乌海区域曾出现火电企业“付费发电”现象，直接原因是现货节点电价与中长期合约价差倒挂。该区域电源装机过剩（2528万千瓦），负荷仅1100万千瓦，外送通道受限（响布坤德断面输送极限260万千瓦），导致现货电价长期低迷。同时，用户侧参考结算点统一设定在东部高价区，西部电源需承担“高价区保价”的差价电费，进一步加剧了结算电费为负的风险。
蒙西的解决措施，一是优化电网结构与外送能力，内蒙古电力公司通过优化机组PSS参数、建设千里山—谷山梁输电通道，提升断面动态稳定极限，释放西部电力外送潜力。2023年规划投产后，外送能力预计提高40万千瓦，缓解供需失衡。
二是细化用户侧参考结算点。将用户侧结算点从单一区域调整为东西分区，允许电源与区域内用户签约，减少跨区价差负担。例如，东部用户参考结算点电价与西部电源节点电价的匹配度提升，降低了负电费风险。
三是引导中长期合约价格动态调整。鼓励发电企业结合现货价格预测，在中长期合约中嵌入分时定价条款，避免固定价差导致的亏损。例如，部分火电企业通过提高合约价格，将负价差时段占比从30%降至10%。
四是推动市场化电源规划。蒙西提出电源投资需与节点电价信号挂钩，避免在低电价区域过度集中。通过价格信号引导新增负荷向西部转移，逐步实现供需动态平衡。通过上述措施，大乌海区域负电费现象显著减少，2023年结算试运行期间，火电企业总收入恢复正值，验证了市场规则调整的有效性。
蒙西现货转正启示
中国电力市场化的新范式
蒙西的实践为其他省份提供了从试点到转正的完整经验，尤其在新能源消纳、阻塞管理、用户侧参与等方面具有标杆意义。未来，随着全国统一电力市场建设的推进，蒙西的创新机制有望成为“中国方案”的重要组成部分，助力新型电力系统建设和“双碳”目标实现。
蒙西经验表明，电力市场化改革需同步推进制度设计和技术支撑：
制度层面：打破“双轨制”、建立全电量市场是释放价格信号的基础；用户侧分区结算和节点电价机制为全国统一电力市场提供了空间定价范本。
技术层面：实时出清算法、主站预测技术、曲线拟合方法等，解决了新能源波动性和用户计量粗放的难题，为其他地区提供了可复制的技术路径。
未来畅想：从区域到全国的协同蒙西下一步可探索：
深化省间市场衔接：通过动态经济责任划分，推动跨省区电力资源优化配置，例如将华北保供与蒙西外送机制深度融合。
完善容量补偿机制：针对新能源占比提升趋势，设计灵活性资源补偿政策，保障系统调峰能力。
推广用户侧响应：通过分时电价激励负荷主动参与市场，形成“源网荷储”协同的新型电力系统。
全国意义：为改革破局提供“蒙西方案”蒙西模式的成功证明：
单轨制可行：通过全电量市场和精细化规则设计，可消除不平衡资金，实现公平竞争。
节点电价有效：空间价格信号能引导资源优化布局，缓解区域供需矛盾。
市场与政府协同：过渡期风险防范机制可平衡改革稳定性与市场自由度。
这个"单轨制"市场的成熟运转，不仅标志着我国电力体制改革完成从"破冰"到"深水"的跨越，更预示着市场化配置资源将成为新型电力系统建设的核心驱动力。在碳达峰碳中和目标下，这个塞北高原上诞生的改革样本，正在为中国乃至全球的电力市场化改革书写新的注脚。
