在祖國北疆，內蒙古烏蘭察布廣袤的大地上，成片的光伏板如藍色海洋泛起漣漪。不遠處，一排近百米高的風電機組擎天而立，勾勒出一幅壯美的綠色畫卷。
四個月前，蒙西電力現貨市場轉入正式運行。作為全國首個實現新能源全電量入市的現貨市場，蒙西地區以“發用雙側全電量參與”“日前預出清+實時市場”等機制創新，推動新能源發電量節節攀升，在新能源高占比的送端電網場景下，為全國統一電力市場建設探索出一條可資借鑒的發展之路。
機制破題：
從計劃調度到市場議價的資源配置革新
在電力領域，過去“計劃調度”的模式長期主導資源分配，而蒙西電力現貨市場的建設，打破了這一傳統格局，開啟了“市場議價”的新時代。
傍晚時分，華能北方聯合電力公司呼和浩特熱電廠的調度集控室里，運行兼營銷部負責人王學文緊盯大屏幕，實時關注電價變動。“看，此時的實時電價是0.51元/千瓦時，我們得盡快把2臺機組的出力拉起來……”
在蒙西，這樣“電價指揮生產”的場景已屢見不鮮。發電企業與電力用戶在現貨市場中展開價格博弈，曾經的“計劃調度”徹底成為歷史，市場在電力資源配置中的決定性作用得以充分彰顯。
內蒙古是我國風光資源稟賦最好的地區之一。
蒙西電網區域內，新能源發電裝機占比已經超過50%，由于東西跨度大、電網結構復雜、外送通道少，超過95%的新能源依靠自治區內消納。
面對這些制約因素，蒙西創新探索出了一條“發用雙側全電量參與”的現貨市場建設路徑。發用兩側超過90%以上的電量進入電力市場，利用“大市場”優勢，充分調動發用兩側積極性，最大限度發揮市場優化資源配置的決定性作用。新能源憑借近乎零邊際成本的優勢“優先通行”，火電機組則通過靈活調峰賺取“時段差價”。
數據是最好的證明，2024年，蒙西煤電最大深調能力達360萬千瓦，相當于增加了3個百萬千瓦級煤電機組；晚高峰負荷向午間新能源大發時段轉移170萬千瓦，既緩解了保供壓力又促進了新能源消納。
“發用雙側全電量參與”，猶如一場供需雙方的深度“對話”。
鄂爾多斯市的一家電解鋁廠，設備部負責人指著中控屏上的電價分區圖介紹：“呼包以西價區電價高時，我們就把20%的產能挪到后半夜，噸鋁用電成本降了220元。”這種“價高少用、價低多用”的調節，既得益于現貨市場反映出的電力分時價格信號，也得益于蒙西特有的“用戶側現貨電價分區”機制。
該機制以呼包斷面為界,將供電區域劃分為東西兩區，電價差異直接反映用戶側電力商品的空間價值，打破了傳統全網用戶統一電價的模式，邁出了電價信號引導負荷側合理轉移、科學布局的重要一步。2024年，此機制引導高載能企業負荷轉移超120萬千瓦，年節約用電成本3.2億元，實現了電力資源的精準配置。
技術突圍：
5分鐘出清背后的智慧電力支撐
走進內蒙古電力集團電力調度大廳，龐大的電子屏幕上實時刷新著新能源出力預測曲線，以15分鐘為周期的動態展示，盡顯電力調度的科技感。
“這是我們的‘雙預測’系統，除了場站預測數據外，我們還提供主站發電能力預測，選擇權完全交給市場主體，哪個準就用哪個。”調度員介紹道，通過該系統，每個風電場都仿佛裝上了精準“導航”，全網預測偏差絕對值整體下降約90萬千瓦，為新能源高效利用提供了堅實保障。
記者了解到，為應對新能源發電的間歇性和波動性，蒙西在國內首創“日前預出清+實時市場+分鐘級調度”模式。日前預出清如同“電力天氣預報”，提前一天算出電價趨勢，為市場主體提供決策參考；實時市場則以每5分鐘“滾動結賬”的速度，實現電力資源的動態平衡；分鐘級調度是以1分鐘為周期，實時監測新能源出力波動，動態均衡偏差電力，實現全網新能源最大化消納。當某臺風電機組因風速突降讓出發電空間，系統會瞬間將這部分空間轉移給其他有能力的機組。
“作為個體來說，報價策略是運營的重心，可靈活跟隨現貨市場電價變化而調整才是營收的核心，發電量并非企業在現貨市場中追求的核心目標。”華能集團北方聯合電力公司電力交易運營中心副部長焦陽強調，蒙西電力現貨市場的技術創新，不僅提高了市場運行效率，更讓新能源在電力市場中實現了價值最大化。
“新能源大發時段，在煤電機組主動停機、積極深調，用戶側合理增加用電負荷、獨立儲能等靈活資源充分調動、新能源調控運行技術加持等多重因素共同作用下，蒙西電網新能源裝機、發電電力、發電量等多項指標實現連續躍升發展。”內蒙古電力（集團）有限責任公司電力調控公司有關負責人介紹，今年1~5月，蒙西電網新能源最大發電電力超過3500萬千瓦，占同時刻全網發電比例突破70%，日最大發電量占比突破50%，單月發電量占比突破40%，1~5月總發電量占比達到36.7%，同比增加10.4個百分點。市場機制創新與新型電力系統建設相得益彰。
生態蝶變：
從單打獨斗到協同共生的市場新貌
當前，在蒙西電力現貨市場的推動下，電力行業生態正發生著深刻變革，從過去各市場主體的“單打獨斗”逐步邁向“協同共生”的全新格局。
“以前是‘死扛負荷’，現在是‘看價干活’。”王學文看著機組運行日志感慨道。
2024年，蒙西現貨市場峰谷價差達0.64元/千瓦時，這促使煤電機組在負荷低谷主動深調，每臺機組都能實現穩定盈利。煤電機組非停率從4.7%降至2.4%，30臺機組完成靈活性改造，總容量995萬千瓦，深調能力提升220萬千瓦。
曾經作為“基荷電源”的煤電機組，如今已成功蛻變為新能源消納的重要“調節器”。
“2024年，煤電機組結算價格同比下降5%，利用小時上漲4.6%，通過現貨頂峰，煤電機組盈虧面實現了保持。”華能北方電力公司電力交易運營中心專責溫宇晴說。
煤電機組在市場機制的引導下，實現了經濟效益與社會效益的雙贏。
6月19日，在烏蘭察布的吉鐵鐵合金有限責任公司，220千伏變電站的智能系統根據實時電價調整爐窯負荷。“電價低時滿產，電價高時減產，按年用電40億千瓦時來算，每年可節約成本8000萬元。”該公司設備動力部副部長王艷祥告訴記者，“相當于每噸鐵合金多賺100元左右。”
這種“電價指揮棒”下的負荷調整，讓蒙西地區在2024年迎峰度夏期間晚高峰負荷最大下降13.8%，有效緩解了電網企業的供電壓力，企業的用能成本有了明顯下降。
記者在走訪中了解到，隨著儲能、虛擬電廠等新型主體深度參與市場交易，蒙西電力現貨市場活力更強，韌性更足。
數據顯示，截至5月底，蒙西電網儲能裝機規模近600萬千瓦，儲能最大放電電力突破500萬千瓦，最大充電電力突破300萬千瓦，1~5月累計充放電量較去年同期增加4倍以上。
焦陽透露，當下，華能集團北方聯合公司正在積極籌備規劃虛擬電廠，適時參與蒙西網虛擬電廠建設、認定以及運營規則的制定。
“未來，我們將積極探索火電企業與虛擬電廠協同調度。在電力需求低谷期，虛擬電廠可聚合儲能資源及可調負荷，提升用電負荷，充分利用低價電能實現儲能充電，提升能源利用效率；在高峰需求時，火電全力發電，虛擬電廠通過調節儲能放電及負荷響應，緩解供電壓力，提升系統穩定性與可靠性。虛擬電廠與火電協同，將有效降低電網峰谷差，減少火電頻繁調整出力帶來的損耗。若蒙西地區的儲能規模能進一步增長，以及綠電外送的通道增多，新能源的消納難題會大大緩解。”焦陽說。
6月5日，蒙西電網與國家電網、南方電網“三網聯動”，完成了全國首次多通道跨區綠電交易，1637萬千瓦時綠電將從蒙西出發跨越2000千米抵達廣東。如同“電力快遞”，這種模式既消納了蒙西富余綠電，又滿足了廣東等地采購綠電的需求，可謂“一箭雙雕”。
從2022年6月1日啟動至今，蒙西電力現貨市場已穩健運行三年。中國電力企業聯合會電力發展研究院電力市場項目負責人楊萌表示，蒙西電力現貨市場的實踐充分證明，當市場機制成為“調度員”，風與光不再是電網運行的難題，而是優化資源配置的寶貴財富。
“‘有效市場+有為政府’的模式，成功破解了‘保消納’與‘穩電價’的兩難命題，為能源綠色低碳轉型注入強大動力，為全國統一電力市場建設貢獻了寶貴的‘蒙西智慧’。”楊萌說。
