作为全国首批八个现货市场建设试点之一，自2019年6月开始，蒙西电力现货市场分别完成了短期、周、双周、整月共计6次结算试运行，包括2次整月试结算。在此期间，蒙西电力市场第一责任单位内蒙古自治区工信厅联合内蒙电力公司对历次试运行中反映出的突出问题及影响市场长周期平稳运行的主要矛盾进行了深入研究，并于2021年7月组织蒙西现货专班正式启动现货规则的修订工作。2021年11月，蒙西电力市场按照修订后的规则启动调电试运行，进一步论证“全电量优化+节点电价”市场模式的可行性，并最终于2022年6月1日启动新一轮现货市场连续结算试运行，目前已经连续运行超过1年，是国内5个实现长周期连续结算试运行的地区之一。
（来源：微信公众号“电联新媒” 作者：柴玮）
蒙西电力现货市场建设实现了多个国内第一。一是蒙西电力市场是国内首个未设计日前市场，而是采用“日前预出清+实时市场”相结合的市场设计；二是首次采用由用户侧节点电价形成用户侧分区价格；三是首次完整使用“现货全电量+中长期差价”结算机制；四是推动发电侧各类电源全部无差别参与市场；五是推动居民农业、电网代理购电、外送电全面参与现货市场结算,建成国内首个“单轨制”现货市场。总体来看，市场在反映供需、发现价格、引导发电企业顶峰保供、促进新能源消纳等方面发挥了积极作用，也为我国目前正在快速推进的电力现货市场其他试点地区提供了宝贵的实践经验。
经验一：有效形成现货市场峰谷价差，激励燃煤机组顶峰发电
蒙西市场试运行以来，发电侧最高出清价格达到每千瓦时1.71元，高峰时段平均出清电价每千瓦时0.64元，分别较燃煤基准电价上涨504.5%和126.4%，峰谷价差平均值752.15元/兆瓦时，日最大峰谷价差1549.86元/兆瓦时。有效激励发电机组顶峰供电，发电能力申报同比增加最大600万千瓦，涨幅30%。有效验证了现货市场在保障存量发电能力、调动增量发电能力、减少非计划受阻电量方面的积极引导作用。
经验二：形成与现货市场相衔接的中长期、辅助服务市场机制，提高新能源消纳能力
蒙西市场形成了“省间+省内”多层次协同、“中长期+现货+辅助服务”多交易品种衔接的市场运营模式。现货市场中全电量按照现货市场价格结算，中长期交易以差价合约结算方式衔接现货市场，调频辅助服务市场与现货市场进行顺序衔接。现货市场运行期间停止运行调峰辅助服务市场，通过现货市场价格信号引导机组进行调峰。全网申报最低负荷率降至45.7%，主动释放深调能力最大230万千瓦；积极融入全国省间现货市场，灵活卖出省内富余电力。截至目前，燃煤机组深调累计增加新能源消纳电量超过17亿千瓦时，通过省间现货市场累计增加售电量3.09亿千瓦时。
经验三：释放用户侧价格信号，探索通过电价引导负荷合理分布
依据电网主要断面情况，蒙西市场将用户侧划分为东、西两个价区，在全国迈出了用户侧差异化用能的第一步。2022年7~9月、12月、2023年3月，东部均价每0.48元/千瓦时，西部均价0.46元/千瓦时，与 “西部电源集中，东部负荷集中”的电网格局相吻合。2022年10~11月、2023年4月，由于西部电网重大检修、局部机组非停、西部地区负荷增加造成供电能力不足等多种因素叠加作用，西部均价高于东部，西部、东部均价分别为0.48元/千瓦时和0.41元/千瓦时。随着试运行工作的深入，区域长期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系统承载能力，促进产业合理转移、科学布局。
经验四：持续推动发用两侧全部市场主体平等参与电力市场
发电侧方面，除扶贫及分布式新能源、水电、抽蓄和燃气机组外，其余发电机组全部公平参与现货市场，市场化机组容量7209万千瓦，占比93.8%。
用户侧全面、完整落实国家要求，推动电网代理购电、居民农业在内的全部用户参与现货市场结算；建立了包括居民、农业现货市场偏差电费在内的市场费用“独立记账、分类疏导”机制，实现了用户侧全部参与现货市场。
经验五：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
蒙西市场在国内首次使用用户侧节点价格作为用户侧现货结算依据，完整还原了用户侧应承担的真实购电成本，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完整性，迈出了用户侧真正参与市场并承担市场责任的重要一步。同时，为保障改革初期市场平稳，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的基础上，确保用户侧和新能源企业不发生重大价格风险。
经验六：破解新能源超短期预测难题，降低技术性弃电
蒙西市场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。减少预测偏差约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，通过改进出清算法，将市场出清周期由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，在保证市场出清结果执行、电网断面安全可控的前提下，降低新能源快速波动影响，实现新能源消纳总量最大化。
经验七：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，蒙西市场组织发电企业、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，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。
总之，蒙西电力现货市场虽然积极探索出不少市场建设的宝贵经验，但是，在市场起步阶段，考虑到平稳起步的需要和用户侧的接受程度，设计了一系列保护性过渡措施。随着市场建设深入推进，无论是用户侧还是发电侧主体，都将对电力市场有更加深入的认识。目前来看，蒙西电力市场主要有三个重点完善方向。
一是现货市场价格信号明显、价差够大，但是未完全发挥出价格的保供引导作用，用户侧负荷峰谷特性未发生实质性改变。用户侧风险防范机制需要建立退坡机制。同时进一步完善中长期市场，适当放宽对新能源的中长期签订比例要求，发挥中长期市场在调节供需、促进保供方面的积极作用。
二是出于降低用户侧风险的考虑，目前中长期结算参考点强制确定为东部、西部地区两个结算点，但是相对于电网的阻塞情况，分区还不够细致。如近期包头西部地区大量负荷的接入，对包头电网局部供电能力产生了较大的压力。一方面是未能将现货价格信号准确反映到用户侧，另一方面叠加高比例签订中长期合约的要求引起发电侧的亏损风险增大。未来还需进一步细化用户侧价格分区，实现对负荷分布的精准引导，充分发挥用户侧在电力系统平衡中的调节作用，实现真正意义上的源荷互动，减少电网建设运营压力、提高供电设备利用效率。
三是蒙西地区新能源占比高，未来调峰和顶峰需求会显著增加。目前，蒙西现货电能量市场已经初步建立，但是保障电网安全运行、提高电网调节能力的辅助服务市场体系还未健全，也未建立容量机制。下一步要尽快研究建立快速爬坡、备用、转动惯量、调压等辅助服务市场，完善辅助服务市场体系，通过市场手段激励各类灵活性调节资源主动参与电网调节；建立容量市场、输电权市场等，保障电网长期发展安全，满足新型电力系统建设和能源转型需要。
改革，永远在路上。期待蒙西电力市场行稳致远、不断突破！
本文系《中国电力企业管理》独家稿件，作者电力从业者。
