为加快建设全国统一电力市场体系，推动形成适合中国国情、有更强新能源消纳能力的新型电力系统，蒙西于2022年6月1日启动新一轮现货市场连续结算试运行。作为国内目前唯一一个真正实现“单轨制”的电力市场，蒙西电力现货市场在市场设计、发用电计划放开、省内市场与省间市场的衔接等方面率先破局。自试运行以来，电网安全稳定，市场平稳有序，峰谷价差逐步拉大的同时基本保障了用电价格的总体稳定。试运行结果旗开得胜，充分证明了“双轨制”带来的问题不是无解题，而是先立后破的新机遇——“蒙西模板”验证了“单轨制”市场在我国电力系统落地生根的可行性，实现了电力资源在更大范围内的共享互济和优化配置，提升了电力系统稳定性和灵活调节能力。

亮点1：

拉大现货市场峰谷价差，有效保障电力供应

【资料图】

为更好地发挥市场价格引导作用，蒙西电力市场规则进一步拉大了峰谷价差，上限价格5.18元/千瓦时。相较前两年部分试点试运行初期不足2元/千瓦时的天花板价，蒙西电力市场的步子迈得胆大心细。6月试运行期间，发电侧最高出清价格达1.71元/千瓦时，高峰时段平均出清电价0.567元/千瓦时，分别较燃煤基准电价上涨504.5%和100.4%，有效激励发电机组顶峰供电。在电力供应紧张时段，现货市场通过高电价调动机组发电积极性作用明显。较去年同期，增加机组开机容量118万千瓦；增加发电能力245万千瓦；降低非停容量356万千瓦。电力供应紧张时段实际增发电量超过1亿千瓦时，相比去年同期日限电约1100万千瓦的情况，本次试运行以来未发生有序用电情况。有效验证了现货市场机制在保障存量发电能力、调动增量发电能力、减少非计划受阻方面发挥出积极引导作用。需要注意的是，5.18元/千瓦时的价格并未在出清过程中出现，但是即使出现也只是短时尖峰电价，有尖峰就有尖谷，较长趋近于0价的时段会中和高价，对现货均价影响不大。

亮点2：

发现不同维度电力价值，促进电力资源优化配置

通过采用节点电价发现市场中不同时间、不同空间电力的价值，为市场提供了准确的价格信号，实现了优化资源配置的目的。蒙西地区新能源占比较高，现货市场价格整体受新能源出力变化影响明显，试运行期间日最大峰谷差达到了1.5元/千瓦时，准确反映了不同时间、不同新能源出力情况下的市场供需形势。由于6月新能源出力整体偏小，蒙西现货市场平均电价0.413元/千瓦时，较燃煤基准价上涨46.3%，合理反映枯风季电力整体供求关系。单日来看，新能源电量占比超过35%和低于15%时，现货市场价格由度电0.2元上涨至0.73元。同时，通过节点电价引导西部成本较低的燃煤机组多发电、中东部成本较高的机组少发电，提高了西部向东部的送电能力。以7月份响布坤德断面为例，东西部送电主要断面负载率同比提高约4个百分点，西部机组平均增发电力超过100万千瓦，实现了电力供应总成本降低。

亮点3：

实现发用两侧全部市场主体平等参与电力市场

发电侧方面，除93万千瓦扶贫及分布式新能源、74万千瓦水电、120万千瓦抽蓄和39万千瓦燃气机组外，其余发电机组全部公平、公开、公正参与现货市场，市场化机组容量6363万千瓦，占公用机组的91.3%。新能源采用“报量报价”方式无差别参与市场竞争，现货市场内未设置优先出清机制。

用户侧方面，严格落实发改办价格〔2021〕809号及发改办体改〔2022〕129号文件相关要求，秉承“简单高效、平稳起步”原则，通过月度电量典型曲线反向拟合技术，创造性地解决了代理购电，居民、农业，低压用户等不具备电量分时计量条件用户参与市场的问题，推动全部用户侧主体以不报量不报价方式参与现货市场结算。市场化用户方面，参与中长期交易的2212家用户100%参与了现货交易及结算；代理购电用户与其他市场化用户无差别参与现货市场结算并承担偏差经济责任；居民、农业用户视同为市场化用户，按照现货规则清算购电成本，产生的损益由全体工商业用户分摊或共享；外送电视同为关口处负荷（用户），同等参与省内现货市场结算。实现了用户侧全部参与现货市场，“双轨”变“单轨”，彻底消除不平衡资金风险，推动各类补贴费用、运营收入、调节成本显性化、透明化，为下一步持续深化电力市场化改革提供重要依据。

亮点4：

采用用户侧分区价格，引导负荷合理分布

依据蒙西电网主要断面情况，将用户侧划分为东部和西部两个价区，迈出了用户侧差异化用能的第一步。6月试运行期间，东部区现货均价0.431元/千瓦时，西部区现货均价0.44元/千瓦时，市场价格信号与西部电网重大检修造成负荷接带能力明显下降的情况相一致，有效引导西部区机组多发满发，保障电力可靠供应。进入7月份以来，东部区均价0.467元/千瓦时，西部区均价0.466元/千瓦时，同一时段最大价差达到1.583元/千瓦时，与蒙西地区“西部富煤多水、电源集中，东部贫煤少水，负荷集中”的电网格局相吻合。随着试运行工作的深入，区域价格信号将进一步发挥负荷侧优化引导作用，提升电力设备利用效率和电力系统承载能力，促进相关产业合理转移、科学布局。

亮点5：

有效市场与有为政府相结合，保障市场化改革平稳有序开展

蒙西在国内首次尝试使用用户侧节点价格作为用户侧现货结算价格形成的依据，放弃了国内普遍采用的用户侧价格由发电侧节点电价加权形成的做法，完整还原了用户侧应承担的包含阻塞成本在内的真实购电成本，合理体现了电网结构及位置信号对于用户侧电价产生的影响，保障了市场机制和价格信号在优化电力资源配置过程中的有效性、真实性和完整性，迈出了用户侧真正参与市场并承担全部市场责任的重要一步。同时，为保障改革初期市场平稳，更好发挥有为政府作用，对用户和新能源实施了相应的风险防范机制，在不影响市场真实价格信号形成的基础上，在结算环节增加用户价格保护机制，设置结算价格浮动上下限，确保用户侧和新能源企业不发生重大价格风险。6月试运行期间，蒙西用户侧全月结算均价0.357元/千瓦时，较中长期价格基本持平，实现了现货市场启动后用户价格“软着陆”。

亮点6：

完善市场配套机制，有效保障新能源参与市场收益

蒙西是全国首个新能源无差别参与现货市场的试点地区，通过优化市场规则，现货市场运行后不仅有力提升了新能源消纳水平，同时也有效保障了新能源在参与市场后的合理收益。受现货市场价格信号引导，6月燃煤机组申报最低负荷率降至47%，累计深调电量约3856万千瓦时。同时，为适应新能源发电特性，蒙西市场中长期交易机制进行了相应的优化，交易周期由10天缩短至5天，为新能源主体提供灵活调整中长期持仓的机会；考虑光伏出力曲线相对固定，在分配居民、农业用户对应的保障性收购电量时，优先按照光伏典型曲线进行分解；鼓励新能源自主参与市场，允许保量保价的新能源放弃保障性收购电量。当新能源企业认为保障性收购的电力曲线与自身发电曲线存在较大偏差可能产生市场风险时，可以选择放弃保障性收购方式，通过自主参与市场交易的方式形成合约出力曲线。

亮点7：

破解新能源超短期预测难题，保障新能源高效消纳

针对场站上报超短期预测偏差大、稳定性低的问题，蒙西调度创新提出了适用于实时市场的主站发电能力预测技术，在国内首次大胆尝试了用主站预测替代场站预测。实践证明，新主站预测方法大大提升了预测准确性，场站预测偏差绝对值累计值日均减少约90万千瓦，避免了单个场站预测准确率低造成弃电的问题。此外，针对新能源出力波动频率高的问题，通过改进出清算法，将实时市场出清时间由提前30分钟缩短至提前10分钟，将滚动周期由15分钟缩短至5分钟，并研究分钟级的发电空间转移与回收技术，在保证市场成员出清结果全部执行、电网断面安全可控的前提下，充分利用了单体新能源波动让出的空闲发电空间，保障了新能源总量最大化消纳。

亮点8：创新工作机制，最大限度凝聚社会共识

按照“共商、共建、共享、共赢”的思路，组织发电企业、售电公司、电力用户等20余名市场成员代表成立电力现货市场工作专班，建立公开透明的专班研讨机制，调度、交易机构列席参与、非主导，充分激发各类市场主体参与市场建设的积极性和主动性，把市场设计的主动权真正交给市场主体，在碰撞讨论中最大程度寻求各方利益均衡点，凝聚改革共识，形成推动市场可持续发展的强大内生动力，并将为持续完善蒙西电力市场继续发挥巨大作用。

目前蒙西电力现货市场已持续运行2个月，并顺利完成了首月结算工作。作为我国首个没有“不平衡资金”的电力市场，蒙西在市场设计中严格落实国家相关要求，维护了市场设计“技术中立”这一基本原则。市场建设牵头单位在推动用户侧参与市场方面表现出了极大的政治智慧和勇气；市场运营机构在市场建设过程中充分表现出开放的心态，吸引各类市场主体主动参与市场建设，以最大限度获得全社会的理解和支持。

事实证明，在推进电力市场化改革的过程中，为确保市场平稳起步，虽然需要采取一定的过渡措施，但我们仍然能够通过市场化的方式化解“双轨制”带来的问题，厘清市场中的经济关系、释放正确的价格信号、发挥现货市场保供的作用。蒙西模式，为我们提供了开启这扇大门的钥匙。