内蒙古电力多边交易市场实践与探索

一、内蒙古电力多边交易市场环境

2021年，内蒙古明确提出“两率先”“两超过”目标，即在全国率先建成以新能源为主体的能源供给体系，率先构建以新能源为主体的新型电力系统；到2025年新能源装机规模超过火电装机规模，到2030年新能源发电总量超过火电发电总量。在此背景下，内蒙古电力市场进行了一些有益的尝试和操作。

内蒙古是我国重要的能源和战略资源基地。全区煤炭年产量保持在10亿吨水平，占全国产量比例近30%，居全国第一。风资源总储量14.6亿千瓦，占全国57%，太阳能年总辐射量4831兆焦尔/平方米，居全国第二。

截至2025年5月底，内蒙古发电总装机容量达12584万千瓦，其中，风电装机3571万千瓦，光伏装机2941万千瓦，新能源装机已经在2024年超过火电装机，在总电力装机中的占比超过50%，而且新能源市场化率达到95%。全区用电结构以大工业为主，并基本逐年攀升。2024年大工业用电量在全区全社会用电量占比接近90%。从能源供给侧、能源需求侧结合来看，新能源占比不断提高的新型电力系统基本特征初步显现。

二、内蒙古电力多边交易市场运营情况

立足资源禀赋优势，内蒙古于2008年启动电力市场模拟试运行。2010年内蒙古电力市场开市，内蒙古电力交易中心正式揭牌，成为全国首个正式启动的省级电力市场。2015年创新开展新能源交易。2017年成为全国8个电力现货市场试点之一。2018年首创“煤电联动”市场交易，通过“基准电价+浮动价格”价格机制，实现发用企业间利益共享与风险共担。2019年启动电力现货模拟试运行，同年9月完成首次按周调电试运行。2020年，先后开展短期、周、月等不同周期的结算试运行，累计运行93天，2020年开展电力分时曲线交易。2021年全面推进燃煤火电、工商业企业入市。2022年电力现货市场开启长周期连续结算试运行。2024年首次开展绿电交易。2025年蒙西电力现货市场转入正式运行，成为国内第五个转正式运行的省级现货市场。秉持“共商共建、共享共赢”理念，内蒙古电力市场初步形成了中长期交易为主、现货交易为补充的市场模式，实现了中长期+现货+辅助服务+省间、省内多层次协同的市场结构。

从2010年至今，内蒙古电力多边市场主体逐年增长。截至2025年5月底，市场经营主体数量达到3462家。电源侧，69家火电主体全部入市，481家新能源主体入市。用户侧包含高耗能行业用户、一般行业用户共2758家，售电公司125家，电网代理购电86万户。鼓励燃煤自备机组申请参与市场，推动抽水蓄能、常规水电、生物质、燃气、分布式等电源类型参与市场。此外，内蒙古电力多边市场还纳入了28家新型经营主体，其中包含13家电网独立储能。

（一）电力中长期交易

内蒙古电力中长期交易品种包括年度交易、月度交易、月内交易（D-2）、新能源交易。与其他电力市场不同，内蒙古电力多边交易市场把新能源视为一个单独的交易品种，通过协商、竞价、挂牌交易模式参与市场。用户侧依据国家发展改革委印发的《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》中“高耗能企业市场交易电价不受上浮20%限制”的要求，将高耗能企业用户和一般用户加以区分。

中长期交易标的全面改为电力曲线，与现货市场交易标的实现统一。通过开展灵活的曲线调整机制，满足经营主体利用中长期交易避险或套利需求。

中长期交易时序要求，参与区内直接电力交易的市场主体在签订中长期合同时，应当同时申报交易周期内每96点合同电力曲线、96点合同价格。中长期合约交易标的严格与现货交易匹配适应，实现中长期与现货交易时序的有效衔接。

（二）现货交易

内蒙古电力现货市场与全国其他电力市场唯一的差别是没有日间市场，日前市场不结算,实时出清缩短到5分钟。整个市场模式从供需两侧引导负荷错峰用电，鼓励燃煤机组顶峰发电，目前燃煤机组提高约10%（400万千瓦）的出力。

（三）新能源交易

内蒙古电力多边交易市场按照新能源补贴项目和无补贴项目两个类别进行组织，交易周期分为年度交易、月度交易、月内交易。不一样的交易模式在于补贴项目从保量保价电量变为机制电量，月度和月内交易均为集中竞价。无补贴项目采用双边协商和挂牌交易，月内交易采用融合连续挂牌交易。

（四）绿色电力交易

内蒙古电力多边交易市场的绿色电力交易起步较晚。内蒙古电力市场绿色电力交易试点方案于2024年2月获批，参与范围为区域内电力用户和所有新能源企业，交易的模式采用双边协商、集中竞价和挂牌交易，交易标的是电能量加环境价值。

（五）跨省跨区交易

跨省跨区交易正进行积极探索。2024年8月首次探索跨区保供，首次通过跨省中长期购电交易方式，向京津唐地区购入晚高峰时段电量；2024年11月首次创新开展网对网外送新能源交易，向江苏送出谷段新能源电量4亿千瓦时；2025年5月与北京电力交易中心联合组织开展点对点外送绿电交易，向北京、天津送出绿色电力；2025年6月参与北京电力交易中心、广州电力交易中心组织的外送广东绿电交易。截至2025年6月，内蒙古电力多边交易市场跨省区交易中，省间回购电量8.82亿千瓦时，最大增送电力达369万千瓦；新能源交易电量4.6亿千瓦时，最大增送电力达146.4万千瓦；绿电交易电量1.02亿千瓦时，最大增送电力为80万千瓦。通过跨省区交易，有效实现省级市场与区域市场的协同融合，助力全国统一电力市场建设。

内蒙古电力多边交易市场将需求响应纳入到市场范围。通过制定《内蒙古电力多边交易市场需求侧响应交易实施细则》，将其纳入“1+8”规则体系。所有费用由该时段内的发电企业和用户企业进行分摊。2025年1月组织两次，早高峰时段响应了100万千瓦，电价为1.46元，晚高峰时响应了246万千瓦，电价为1.5元。

三、内蒙古电力多边交易市场的成效

（一）拓展新能源消纳空间

2015年通过基数平衡增量引导的方式试点新能源交易，通过市场供需引导有序竞争，2022年通过现货实现新能源优先消纳，基本实现有序疏导新能源发电成本，提升新能源利用率。通过多年的市场运作发现，通过市场化方式能够优化资源配置，发挥新能源优势，吸引用电负荷向自治区聚集。这体现在内蒙古地区供电负荷变化上。数据显示，2010年地区最大供电电力为1252万千瓦，2024年最高值达到3919万千瓦，翻了两番有余。

新能源通过跟火电打捆的方式实现全部入市。通过对参与调峰的火电机组进行精确补偿，充分调动火电调节积极性，有效疏导新能源的发电成本，提高新能源的利用率。2024年蒙西地区新能源交易电量占全部电量的比重为27%。2025年1—5月份，内蒙古大风季节的新能源发电量占蒙西地区全部发电量的39%。

（二）催生交易新业态

2024年，全网储能充放电量14.6亿千瓦时，累计减少新能源弃电4.9亿千瓦时，最大充电电力172万千瓦，目前最大放电电力已突破400万千瓦。

（三）实现绿色价值传导

2024年2月绿电交易获批，首月成交电量87.8亿千瓦时，2024年全年结算电量757.2亿千瓦时。保障了蒙西地区新建数据中心突破国家提出的80%绿电占比要求。

四、内蒙古电力多边交易市场展望

在新型电力系统建设的过程中，内蒙古电力多边交易市场仍面临多重挑战。

一是区内消纳能力不足。在《内蒙古自治区新能源倍增行动实施方案》的有效部署下，新能源装机比例迅速增加，在现有外送通道没有明显增加的前提下，区内消纳能力不足，亟需挖掘更大的新能源消纳空间。

二是系统调节能力不够。2024年内蒙古电力多边交易市场新能源大发时段，日波动幅度达1000万千瓦。2025年5月14日，新能源最大出力是2400万千瓦，最小出力是200万千瓦，新能源日波动幅度已经达到了2200万千瓦。新能源发电的间歇性、波动性、随机性，需要系统提供更多的调节性资源。

三是发电空间受限。新能源与常规能源同台竞争，相互争夺发电空间的矛盾较为突出，制约了新能源消纳（边际出清）。

四是市场交易风险尚存。新能源参与市场化交易面临出力曲线预测困难，价格波动风险较大。

后续，内蒙古电力多边交易市场还需要在供求机制、价格机制、竞争机制、风险机制方面加强建设。在跨省跨区的全国统一电力市场上做一些尝试和探索，逐步有序地融入全国统一电力市场。