一、数据背景
本文中阻塞情况计算选用4、5月市场公开数据中的全网统一出清电价、呼包东和呼包西统一出清电价作为基础数据。
二、市场情况概览
由下列数据可知，蒙西电力市场5月呼包东-呼包西价差均值为61.32元/MWh，其中每日分时段维度价差为正的概率为69.49%；4月呼包东-呼包西价差均值为19.81元/MWh，每日分时段价差为正的概率为53.33%；意味着大部分时段东部价格比西部高，从分时均值来看，5月非光伏大发时段（即每日00:15-10:00、16:15-24:00）价差均值为47.19元/MWh，光伏大发时段（即每日10:15-16:00）价差为103.73元/MWh；其中阻塞最严重的时间为5月27日16:15-17:00，东西部价差达到586.24元/MWh。
4月非光伏大发时段价差均值为11.53元/MWh，光伏大发时段价差为44.64元/MWh；两月同时呈现非光伏大发时段价差收敛、光伏大发时段价差扩大的趋势，但是5月两类考核时段之间价差差距明显大于4月。
2025年5月呼包东-呼包西价差分布
2025年4月呼包东-呼包西价差分布
三、情况分析
由上述数据可以看到蒙西电力市场5月东西部价差不论从绝对差值还是发生概率来看较4月都处在扩大趋势，我认为上述现象主要受以下三个方面影响：
1.供需结构性矛盾：蒙西电力市场新能源侧装机整体呈现西高东低的分布，呼包西区域中风电装机容量在蒙西电力市场光伏+风电总装机容量中占比约为31.7%，呼包西光伏占比约32.3%；呼包东区域中风电装机占比约27.9%，光伏装机容量占比约8.1%。呼包西新能源装机容量远高于呼包东装机容量，而呼包东用户的电量需求普遍高于呼包西，反映出各区域供求结构失衡，会加重电网阻塞程度，造成在一定条件下呼包东和呼包西价格存在明显差异。
2.气候性影响：蒙西电力市场4月、5月供需负荷情况如下图所示：
蒙西电力市场5月统调+外送负荷以及新能源出力较4月都存在不同程度下降，其中风电出力下降较为明显，结合新能源装机分布数据，预计该现象对呼包东供给情况产生了一定的负面影响，从供给端的角度为呼包东价格维持高位提供了条件。
3.物理层面限制：供需分布不均会导致电力系统发生阻塞，5月局部地区的供需失衡程度加剧更是会造成线路发生阻塞。首先从发电侧角度来看，在呼包西区域新能源大发时，需要通过有限的输电通道向东部输送，但通道容量不足会直接导致潮流超过线路热稳定极限，触发保护装置动作或人为限电，形成阻塞；其次从负荷端来看，呼包东（主要为乌兰察布地区）作为蒙西核心负荷中心，在负荷高峰期间且本区域发电侧出力不足时，需从呼包西调入电力，若输电通道已满载，即产生阻塞，那么额外的负荷需求将会导致节点边际电价上升；以上情况都将使呼包东和呼包西价差扩大。同时需要注意的是，4月蒙西电力市场线路检修频次为388次，5月检修频次为520次，同比增加约34%；线路检修频次增加势必会减弱系统线路输电能力，导致整体的线路阻塞情况加剧。
4.在分析完三项主要原因后，我们将聚焦于分时价差在不同时段收敛和扩大现象，以5.26、27数据为例：
5月26-27日价差分时数据
由上表可看到5.26、27两日中光伏大发时段两区域价差普遍大于其他时段，同时通过上述部分分析我们推测区域价差主要由区域之间供需不均衡引发价格失衡，同时导致了物理层面发生阻塞会进一步拉大价格差距；为了探究分时段价差趋势分化的现象，本人对26、27日风电与光伏分时功率差值进行了计算，并与这两日分时价差均值合并绘制折线图：
在忽略相邻两时段价差走势的情况下，我们可以看到风电-光伏功率差值与东西部价差基本呈现负相关的关系，推测是因为在蒙西电力市场中，呼包东与呼包西光伏装机分布不均（呼包西光伏装机约是呼包东4倍），但风电装机分布相对均衡，当风电和光伏之间出力差距发生显著变化时，两区域供给关系也将发生显著改变，进而影响价格。
四、小结
综上所述，蒙西电力市场 5 月东西部价差扩大是供需结构性矛盾、气候因素及物理层面限制共同作用的结果。新能源装机 “西多东少” 与用电需求 “东多西少” 的失衡格局，加剧了区域供求矛盾；5 月新能源出力下降，尤其是风电出力的明显下滑，从供给端进一步影响呼包东地区电力供应；而电力系统 “物理性阻塞” 问题突出，输电通道容量不足、负荷高峰电力调配受限，叠加 5 月线路检修频次大幅增加削弱输电能力，多重因素致使电网阻塞加剧，最终推动东西部价差在绝对差值与发生概率上均较 4 月显著扩大 。
回归到发电侧交易层面，当阻塞严重的时候，对发电侧来说会影响中长期签约的收益。通过上面的公式可知，当结算参考点不同时，我们同样的中长期合约产生的损益不同。以阻塞较为严重的5月27日为例，同样的一笔合约（全天直线，合约总电量2400MWH，合约价格为282.9元/MWH），选择呼包西的用户最终的差价合约电费为38.85万元，而选择呼包东的用户签约不仅不能获得收益，反而会产生17.1万元的亏损。具体见下表。
（对发电侧而言，正数表示盈利，负数表示亏损）
因此在上述情况下，我们应当增加中长期持仓并尽量与低价区域用户签约来降低中长期阻塞费用，使电能量电费的最大化，这种策略本质是利用了电力的空间价值属性。
当然在实际交易中我们还需根据当前交易环境、价格水平，利用好中长期交易品种，让交易在风险可控下实现利润最大化。
原标题：蒙西市场：为什么东部用户比西部贵一毛？
