网讯：为贯彻落实国家关于电力市场化改革的部署要求，规范内蒙古电力多边交易市场(以下简称“内蒙古电力市场”)建设和运营，维护电力市场秩序和市场成员合法权益，近日，内蒙古自治区能源局、国家能源局华北监管局发布《内蒙古电力多边交易市场规则体系(征求意见稿)》(以下简称《征求意见稿》)，市场范围为内蒙电力(集团)有限公司的电网供电区域，即蒙西区域。
据了解，内蒙古电力市场按照内蒙古电网与蒙东电网的营业范围，划分为蒙西与蒙东两个相对独立的省级电力市场。内蒙古自治区政府公布的数据显示，截至今年2月，蒙东、蒙西两个交易中心完成2024年年度交易组织。具体来说，蒙东年度成交电量297.66亿千瓦时，完成全年预计交易规模的85.29%，其中新能源占总成交电量的59.27%，火电占比40.73%；蒙西年度成交电量2530.28亿千瓦时，完成全年预计交易规模的90.37%，其中新能源占比33.54%，火电占比66.46%。
《征求意见稿》包含“1+8”系列规则，即1个基本规则和8个实施细则。
业内人士认为，在国家能源局全国统一电力市场“1+N”基本规则体系引领下，《征求意见稿》细化了对不同交易品种、环节的规定，为市场建设运营建立了较为完善的规则基础。
多边市场架构基本建立
内蒙古能源资源丰富，以煤电为主导的电源结构和大规模风光新能源装机并存，形成了能源种类丰富、电力资源输出能力强的特点。目前，内蒙古电力市场已建立涵盖中长期市场、现货市场和辅助服务市场等主要品种在内的市场架构。
国网能源研究院企业战略研究所高级研究员唐程辉向《中国能源报》记者介绍，内蒙古电力市场的市场化比例较高。“发电侧除扶贫及分布式新能源、水电、抽蓄和燃气机组外，其余主要电源全部参与市场，从发电容量看，市场化率超过90%，尤其是新能源入市比例远远超过全国平均水平。用户侧除居民、农业用户外，工商业用户全面参与市场。”
另外，蒙西现货电力市场作为我国第一批现货试点单位，已经过两年以上的长周期结算试运行。与此同时，蒙西绿色电力交易非常活跃。今年2月，国家发改委、国家能源局批复同意了《内蒙古电力市场绿色电力交易试点方案》，支持蒙西电网组织开展绿电交易。3月，内蒙古电力交易中心印发《内蒙古电力多边交易市场绿色电力交易实施细则(试行)》。
“虽然绿电交易在蒙西电网起步较晚，但市场交易非常活跃，交易电量规模大。截至今年9月底，蒙西电网已累计结算绿电电量540亿千瓦时。”唐程辉表示。
市场机制日益完善
电力多边交易市场是电力市场化改革的重要方向，其平稳、有序运行需要完善的规则支撑。当前，蒙西电力市场化改革稳步推进，市场机制日益完善。
众智合能源转型中国电力项目主任尹明告诉《中国能源报》记者，蒙西电力现货市场为国内首个“单轨制”电力现货市场，为其他省份电力市场解决计划与市场“双轨制”问题提供了参考；同时，创新采用“实施市场全电量结算+中长期交易差价结算”的结算模式和“日前预出清+实时出清”的市场组织方式，采用高上限现货价格限值充分发挥现货市场的配置作用，实现了不平衡资金的“独立记账、分类疏导”。
“此外，内蒙古电力市场很好地解决了电网网架现状造成的问题，采用用户侧区域定价机制、阻塞盈余返还发用两侧市场主体，还优化六类市场化消纳新能源政策，并正在积极探索采用新举措推动新能源开发利用。”尹明表示。
华北电力大学能源互联网研究中心副主任王永利对《中国能源报》记者表示，国家能源局数据显示，内蒙古2023年弃风弃光率已降至5%以下，新能源消纳水平显著提升。“未来，随着储能技术应用规模扩大和新一轮特高压输电通道建设的推进，内蒙古新能源外送能力有望大幅提升。到2030年，预计新能源占比将进一步提高，与全国重点负荷中心的市场联动将更加紧密，成为全国能源绿色转型的重要支撑区域。”
绿电消纳外送仍需关注
不过，由于新能源发电的不稳定性，未来随着新能源发电的持续发展，系统消纳压力持续上升，新能源电力的消纳和输送能力仍面临较大挑战。
在尹明看来，在全国统一电力市场体系加快构建背景下，内蒙古电力市场在西电东送、应急保供、促绿稳价方面的作用正发生深刻变革，如何做好蒙西自身东部与西部、蒙西与蒙东、内蒙古与华北地区以及内蒙古与全国其他区域的电力市场有效衔接，仍将是一个重大课题。
“针对蒙西特点，应进一步完善电价机制，特别是新能源电价的市场化形成规则，确保新能源与传统电源的公平竞争。其次，应完善辅助服务市场规则，明确电网稳定运行所需的灵活性资源费用分摊机制。此外，建立纠纷解决机制和风险分担规则，可以增强市场主体对市场机制的信任。差异化的激励机制，尤其是针对新能源参与市场和电力外送的政策激励，有助于进一步提高新能源消纳能力和电力资源配置效率。”王永利表示。
对此，《征求意见稿》提出了多项创新措施，为市场化改革提供新思路。“整体来看，这些规则为内蒙古多边交易市场的高效有序运行奠定了基础。”王永利表示。
此外，唐程辉建议，下一步宜为市场主体提供更完善的降低价格风险手段。可引导中长期市场与现货市场在价格信号、电量空间等方面的协同，为市场主体，特别是预测准确性差的新能源发电企业提供有效的市场避险手段，实现与现有现货市场更好衔接；同时完善现货市场模式，如适时引入日前市场，用户通过“报量报价”或“报量不报价”方式进行市场申报，引导用户根据系统供需情况合理优化用电行为，并通过日前市场为市场主体提供风险规避手段。
