中國儲能網(wǎng)訊：
一、內(nèi)蒙古電力多邊交易市場環(huán)境
2021年，內(nèi)蒙古明確提出“兩率先”“兩超過”目標(biāo)，即在全國率先建成以新能源為主體的能源供給體系，率先構(gòu)建以新能源為主體的新型電力系統(tǒng)；到2025年新能源裝機(jī)規(guī)模超過火電裝機(jī)規(guī)模，到2030年新能源發(fā)電總量超過火電發(fā)電總量。在此背景下，內(nèi)蒙古電力市場進(jìn)行了一些有益的嘗試和操作。
內(nèi)蒙古是我國重要的能源和戰(zhàn)略資源基地。全區(qū)煤炭年產(chǎn)量保持在10億噸水平，占全國產(chǎn)量比例近30%，居全國第一。風(fēng)資源總儲量14.6億千瓦，占全國57%，太陽能年總輻射量4831兆焦?fàn)?平方米，居全國第二。
截至2025年5月底，內(nèi)蒙古發(fā)電總裝機(jī)容量達(dá)12584萬千瓦，其中，風(fēng)電裝機(jī)3571萬千瓦，光伏裝機(jī)2941萬千瓦，新能源裝機(jī)已經(jīng)在2024年超過火電裝機(jī)，在總電力裝機(jī)中的占比超過50%，而且新能源市場化率達(dá)到95%。全區(qū)用電結(jié)構(gòu)以大工業(yè)為主，并基本逐年攀升。2024年大工業(yè)用電量在全區(qū)全社會用電量占比接近90%。從能源供給側(cè)、能源需求側(cè)結(jié)合來看，新能源占比不斷提高的新型電力系統(tǒng)基本特征初步顯現(xiàn)。
二、內(nèi)蒙古電力多邊交易市場運(yùn)營情況
立足資源稟賦優(yōu)勢，內(nèi)蒙古于2008年啟動(dòng)電力市場模擬試運(yùn)行。2010年內(nèi)蒙古電力市場開市，內(nèi)蒙古電力交易中心正式揭牌，成為全國首個(gè)正式啟動(dòng)的省級電力市場。2015年創(chuàng)新開展新能源交易。2017年成為全國8個(gè)電力現(xiàn)貨市場試點(diǎn)之一。2018年首創(chuàng)“煤電聯(lián)動(dòng)”市場交易，通過“基準(zhǔn)電價(jià)+浮動(dòng)價(jià)格”價(jià)格機(jī)制，實(shí)現(xiàn)發(fā)用企業(yè)間利益共享與風(fēng)險(xiǎn)共擔(dān)。2019年啟動(dòng)電力現(xiàn)貨模擬試運(yùn)行，同年9月完成首次按周調(diào)電試運(yùn)行。2020年，先后開展短期、周、月等不同周期的結(jié)算試運(yùn)行，累計(jì)運(yùn)行93天，2020年開展電力分時(shí)曲線交易。2021年全面推進(jìn)燃煤火電、工商業(yè)企業(yè)入市。2022年電力現(xiàn)貨市場開啟長周期連續(xù)結(jié)算試運(yùn)行。2024年首次開展綠電交易。2025年蒙西電力現(xiàn)貨市場轉(zhuǎn)入正式運(yùn)行，成為國內(nèi)第五個(gè)轉(zhuǎn)正式運(yùn)行的省級現(xiàn)貨市場。秉持“共商共建、共享共贏”理念，內(nèi)蒙古電力市場初步形成了中長期交易為主、現(xiàn)貨交易為補(bǔ)充的市場模式，實(shí)現(xiàn)了中長期+現(xiàn)貨+輔助服務(wù)+省間、省內(nèi)多層次協(xié)同的市場結(jié)構(gòu)。
從2010年至今，內(nèi)蒙古電力多邊市場主體逐年增長。截至2025年5月底，市場經(jīng)營主體數(shù)量達(dá)到3462家。電源側(cè)，69家火電主體全部入市，481家新能源主體入市。用戶側(cè)包含高耗能行業(yè)用戶、一般行業(yè)用戶共2758家，售電公司125家，電網(wǎng)代理購電86萬戶。鼓勵(lì)燃煤自備機(jī)組申請參與市場，推動(dòng)抽水蓄能、常規(guī)水電、生物質(zhì)、燃?xì)?、分布式等電源類型參與市場。此外，內(nèi)蒙古電力多邊市場還納入了28家新型經(jīng)營主體，其中包含13家電網(wǎng)獨(dú)立儲能。
（一）電力中長期交易
內(nèi)蒙古電力中長期交易品種包括年度交易、月度交易、月內(nèi)交易（D-2）、新能源交易。與其他電力市場不同，內(nèi)蒙古電力多邊交易市場把新能源視為一個(gè)單獨(dú)的交易品種，通過協(xié)商、競價(jià)、掛牌交易模式參與市場。用戶側(cè)依據(jù)國家發(fā)展改革委印發(fā)的《關(guān)于進(jìn)一步深化燃煤發(fā)電上網(wǎng)電價(jià)市場化改革的通知》中“高耗能企業(yè)市場交易電價(jià)不受上浮20%限制”的要求，將高耗能企業(yè)用戶和一般用戶加以區(qū)分。
中長期交易標(biāo)的全面改為電力曲線，與現(xiàn)貨市場交易標(biāo)的實(shí)現(xiàn)統(tǒng)一。通過開展靈活的曲線調(diào)整機(jī)制，滿足經(jīng)營主體利用中長期交易避險(xiǎn)或套利需求。
中長期交易時(shí)序要求，參與區(qū)內(nèi)直接電力交易的市場主體在簽訂中長期合同時(shí)，應(yīng)當(dāng)同時(shí)申報(bào)交易周期內(nèi)每96點(diǎn)合同電力曲線、96點(diǎn)合同價(jià)格。中長期合約交易標(biāo)的嚴(yán)格與現(xiàn)貨交易匹配適應(yīng)，實(shí)現(xiàn)中長期與現(xiàn)貨交易時(shí)序的有效銜接。
（二）現(xiàn)貨交易
內(nèi)蒙古電力現(xiàn)貨市場與全國其他電力市場唯一的差別是沒有日間市場，日前市場不結(jié)算,實(shí)時(shí)出清縮短到5分鐘。整個(gè)市場模式從供需兩側(cè)引導(dǎo)負(fù)荷錯(cuò)峰用電，鼓勵(lì)燃煤機(jī)組頂峰發(fā)電，目前燃煤機(jī)組提高約10%（400萬千瓦）的出力。
（三）新能源交易
內(nèi)蒙古電力多邊交易市場按照新能源補(bǔ)貼項(xiàng)目和無補(bǔ)貼項(xiàng)目兩個(gè)類別進(jìn)行組織，交易周期分為年度交易、月度交易、月內(nèi)交易。不一樣的交易模式在于補(bǔ)貼項(xiàng)目從保量保價(jià)電量變?yōu)闄C(jī)制電量，月度和月內(nèi)交易均為集中競價(jià)。無補(bǔ)貼項(xiàng)目采用雙邊協(xié)商和掛牌交易，月內(nèi)交易采用融合連續(xù)掛牌交易。
（四）綠色電力交易
內(nèi)蒙古電力多邊交易市場的綠色電力交易起步較晚。內(nèi)蒙古電力市場綠色電力交易試點(diǎn)方案于2024年2月獲批，參與范圍為區(qū)域內(nèi)電力用戶和所有新能源企業(yè)，交易的模式采用雙邊協(xié)商、集中競價(jià)和掛牌交易，交易標(biāo)的是電能量加環(huán)境價(jià)值。
（五）跨省跨區(qū)交易
跨省跨區(qū)交易正進(jìn)行積極探索。2024年8月首次探索跨區(qū)保供，首次通過跨省中長期購電交易方式，向京津唐地區(qū)購入晚高峰時(shí)段電量；2024年11月首次創(chuàng)新開展網(wǎng)對網(wǎng)外送新能源交易，向江蘇送出谷段新能源電量4億千瓦時(shí)；2025年5月與北京電力交易中心聯(lián)合組織開展點(diǎn)對點(diǎn)外送綠電交易，向北京、天津送出綠色電力；2025年6月參與北京電力交易中心、廣州電力交易中心組織的外送廣東綠電交易。截至2025年6月，內(nèi)蒙古電力多邊交易市場跨省區(qū)交易中，省間回購電量8.82億千瓦時(shí)，最大增送電力達(dá)369萬千瓦；新能源交易電量4.6億千瓦時(shí)，最大增送電力達(dá)146.4萬千瓦；綠電交易電量1.02億千瓦時(shí)，最大增送電力為80萬千瓦。通過跨省區(qū)交易，有效實(shí)現(xiàn)省級市場與區(qū)域市場的協(xié)同融合，助力全國統(tǒng)一電力市場建設(shè)。
內(nèi)蒙古電力多邊交易市場將需求響應(yīng)納入到市場范圍。通過制定《內(nèi)蒙古電力多邊交易市場需求側(cè)響應(yīng)交易實(shí)施細(xì)則》，將其納入“1+8”規(guī)則體系。所有費(fèi)用由該時(shí)段內(nèi)的發(fā)電企業(yè)和用戶企業(yè)進(jìn)行分?jǐn)偂?025年1月組織兩次，早高峰時(shí)段響應(yīng)了100萬千瓦，電價(jià)為1.46元，晚高峰時(shí)響應(yīng)了246萬千瓦，電價(jià)為1.5元。
三、內(nèi)蒙古電力多邊交易市場的成效
（一）拓展新能源消納空間
2015年通過基數(shù)平衡增量引導(dǎo)的方式試點(diǎn)新能源交易，通過市場供需引導(dǎo)有序競爭，2022年通過現(xiàn)貨實(shí)現(xiàn)新能源優(yōu)先消納，基本實(shí)現(xiàn)有序疏導(dǎo)新能源發(fā)電成本，提升新能源利用率。通過多年的市場運(yùn)作發(fā)現(xiàn)，通過市場化方式能夠優(yōu)化資源配置，發(fā)揮新能源優(yōu)勢，吸引用電負(fù)荷向自治區(qū)聚集。這體現(xiàn)在內(nèi)蒙古地區(qū)供電負(fù)荷變化上。數(shù)據(jù)顯示，2010年地區(qū)最大供電電力為1252萬千瓦，2024年最高值達(dá)到3919萬千瓦，翻了兩番有余。
新能源通過跟火電打捆的方式實(shí)現(xiàn)全部入市。通過對參與調(diào)峰的火電機(jī)組進(jìn)行精確補(bǔ)償，充分調(diào)動(dòng)火電調(diào)節(jié)積極性，有效疏導(dǎo)新能源的發(fā)電成本，提高新能源的利用率。2024年蒙西地區(qū)新能源交易電量占全部電量的比重為27%。2025年1—5月份，內(nèi)蒙古大風(fēng)季節(jié)的新能源發(fā)電量占蒙西地區(qū)全部發(fā)電量的39%。
（二）催生交易新業(yè)態(tài)
2024年，全網(wǎng)儲能充放電量14.6億千瓦時(shí)，累計(jì)減少新能源棄電4.9億千瓦時(shí)，最大充電電力172萬千瓦，目前最大放電電力已突破400萬千瓦。
（三）實(shí)現(xiàn)綠色價(jià)值傳導(dǎo)
2024年2月綠電交易獲批，首月成交電量87.8億千瓦時(shí)，2024年全年結(jié)算電量757.2億千瓦時(shí)。保障了蒙西地區(qū)新建數(shù)據(jù)中心突破國家提出的80%綠電占比要求。
四、內(nèi)蒙古電力多邊交易市場展望
在新型電力系統(tǒng)建設(shè)的過程中，內(nèi)蒙古電力多邊交易市場仍面臨多重挑戰(zhàn)。
一是區(qū)內(nèi)消納能力不足。在《內(nèi)蒙古自治區(qū)新能源倍增行動(dòng)實(shí)施方案》的有效部署下，新能源裝機(jī)比例迅速增加，在現(xiàn)有外送通道沒有明顯增加的前提下，區(qū)內(nèi)消納能力不足，亟需挖掘更大的新能源消納空間。
二是系統(tǒng)調(diào)節(jié)能力不夠。2024年內(nèi)蒙古電力多邊交易市場新能源大發(fā)時(shí)段，日波動(dòng)幅度達(dá)1000萬千瓦。2025年5月14日，新能源最大出力是2400萬千瓦，最小出力是200萬千瓦，新能源日波動(dòng)幅度已經(jīng)達(dá)到了2200萬千瓦。新能源發(fā)電的間歇性、波動(dòng)性、隨機(jī)性，需要系統(tǒng)提供更多的調(diào)節(jié)性資源。
三是發(fā)電空間受限。新能源與常規(guī)能源同臺競爭，相互爭奪發(fā)電空間的矛盾較為突出，制約了新能源消納（邊際出清）。
四是市場交易風(fēng)險(xiǎn)尚存。新能源參與市場化交易面臨出力曲線預(yù)測困難，價(jià)格波動(dòng)風(fēng)險(xiǎn)較大。
后續(xù)，內(nèi)蒙古電力多邊交易市場還需要在供求機(jī)制、價(jià)格機(jī)制、競爭機(jī)制、風(fēng)險(xiǎn)機(jī)制方面加強(qiáng)建設(shè)。在跨省跨區(qū)的全國統(tǒng)一電力市場上做一些嘗試和探索，逐步有序地融入全國統(tǒng)一電力市場。
