从蒙西电力市场看我国新能源入市路径及挑战

2025年2月，国家发展改革委、国家能源局发布《关于深化新能源上网电价市场化改革 促进新能源高质量发展的通知》（以下简称“136号文”）明确，坚持市场化改革方向，推动新能源上网电量全面进入电力市场、通过市场交易形成价格。在此背景下，我国新能源行业迈入发展新阶段。

（来源：中能传媒能源安全新战略研究院 作者：伍梦尧）

当前，蒙西地区新能源装机占比及发电量占比均已过半，成为典型的高比例新能源接入的现货市场。作为我国首批8个电力现货试点之一，蒙西电力市场的运行经验，可为我国各地推动新能源电量参与电力市场交易、制定新能源参与电力市场相关规则提供可信、可行、具有操作性的重要参考。

一、蒙西新能源发展概况

蒙西，指的是内蒙电力（集团）有限公司的电网供电区域。作为我国唯一的独立省级电网企业，蒙西电网的供电区域为72万平方公里，占自治区总面积比重超过60%，承担着8个市（盟）工农牧业生产及城乡1400多万居民生活供电任务，同时向华北、陕西榆林和蒙古国提供跨省区、跨国境供电。

得益于富足的风能、太阳能资源储备，近年来，蒙西积极推动能源结构绿色转型，在2025年接连实现新突破。装机方面，风电于3月首次突破2500万千瓦，光伏发电于4月上旬突破2000万千瓦，新能源正在逐步成为电源侧主力军，蒙西能源结构调整取得突破性进展。开发利用方面，3月上旬，蒙西电网新能源发电量占全部发电量比重首次突破50%，达51.97%，相当于每使用10千瓦时电量，就有超过一半的电量来自于风电、光伏发电等绿色能源。

为保障新能源持续健康发展，多年来，蒙西陆续采取改善电网网架建设、优化机组运行方式、灵活调用调节性电源等多种措施，全面挖掘行业发展潜力。同时，开始探索通过市场化手段实现新能源电量在更大范围的优化配置。2015年，蒙西电网在国内率先推出了新能源与火电打捆交易模式，有效扩大新能源消纳空间，也为探索新能源大规模参与电力市场交易奠定了坚实基础。

伴随蒙西新能源参与电力市场交易主体数量持续增加、交易规模快速扩大，地区新能源发电能力实现明显提升。内蒙古自治区能源局公布数据显示，2025年前5月，蒙西电网新能源日均出清电量达3.5亿千瓦时，同比增长29.2%，新能源电力供给显著增加。市场为推动蒙西新能源装机容量增长及消纳能力提升提供了有力支撑。

二、蒙西电网新能源参与电力市场交易情况及经验

作为我国风电、光伏行业发展“重地”，蒙西新能源装机于2025年1月突破了6100万千瓦，占全部电源装机比重过半，蒙西电力市场正式成为以高比例新能源接入为特征的现货市场。其新能源市场化路径及实践经验，对于我国推进新能源电量全面入市具有重要借鉴意义。

自2022年6月1日电力现货市场启动不间断结算试运行以来，蒙西就开始推行新能源项目全电量（除扶贫及分布式项目，下同）入市。经历了极端天气、电力供应紧张、新能源消纳困难等多重考验，蒙西电力市场在制度建设、技术支撑、风险防控等方面不断完善，已构建起适应大规模新能源接入的电力市场运行体系。

（一）

更灵活的市场运营模式

历经32个月的探索、尝试、创新，当前，蒙西电力市场已形成了“省间+省内”“中长期+现货+辅助服务”等覆盖多空间维度、多时间周期、多交易品种的电力市场体系。尤其是在新能源电力市场交易体系方面，通过更为灵活的报价、结算方式，蒙西地区新能源项目的波动性及绿色环境价值得到了充分体现。

在定价方面，蒙西地区全部风电、光伏发电机组均要以“报量报价”的方式参与电力市场，与火电等其他电源同台竞价。这一运营模式，不仅激发了电力市场的效率与活力，也引导新能源企业积极采取技术创新、运营模式优化等多种方式降本增效，以通过更低价格获得更多市场竞争优势。同时，由于新能源项目的波动性及绿色环境属性均被纳入定价考量得以在市场中体现，其价格走势及成交规模，也为地方主管部门划定消纳责任权重及补贴强度提供了可信依据。

在结算机制方面，蒙西构建了“现货市场全电量结算，中长期合约差价结算”的结算模式，可覆盖中长期合约偏差费用、绿电专项结算等多个维度。其中，现货市场根据实际电价进行结算，体现实时市场供需情况；中长期合约由买卖双方提前锁定价格，能够稳定长期收益预期。这一组合模式在一定程度上与新能源项目参与市场交易后的收益波动形成对冲，为行业发展预期提供了更多确定性，并倒逼企业主动提升技术创新、发电预测等方面的能力，以保障项目全生命周期收益维持在合理空间，降低项目运营压力。

（二）

更精准的发电出力预期

为更好地适应新能源发电的波动性、间歇性、随机性等特点，更精准地展现市场实时供需情况，蒙西电网大力推动新能源出力预测算法革新，优化相关算法模型，搭建了“新能源超短期预测+市场出清”耦合系统。

根据系统规则，蒙西电网调度主站每15分钟更新一次未来4小时的风光发电能力预测。在此基础上，新能源场站会自主决策采用自身或主站的预测数据，并将其直接嵌入现货市场出清算法。

这一系统利用系统实时计算功能，将以往每15分钟的交易周期缩短到每5分钟交易一次，更精准地展现了新型电力系统中供需双方的瞬时变化，大大提升了市场供需透明度。依靠这一系统，参加交易的新能源场站能够根据实时价格信号及时调整出力，显著提升了市场出清效率，为新能源高效消纳及电力系统稳定运行提供了更有力支撑。

日渐完善的电力市场体系为蒙西地区新能源可持续发展提供了强大助力。2022年6月到2025年2月，蒙西电网直调新能源装机从3281万千瓦增长至5640万千瓦，增长率达72%，装机容量增长飞速。同时，2021—2024年，蒙西地区新能源发电量占比从21.6%升至26.0%，非水可再生能源消纳责任权重完成率从22.49%升至26.5%，超过全国平均水平，地区消纳能力持续提升。

2025年2月21日，内蒙古自治区能源局、国家能源局华北监管局、内蒙古自治区发展改革委联合发布《关于蒙西电力现货市场由试运行转入正式运行的通知》指出，蒙西电力现货市场“有效应对了电力供应紧张及新能源消纳困难等复杂局面，市场机制完善，成效显著，特点鲜明，在反映电力供需、发现电力价格、引导顶峰保供、促进新能源消纳等方面发挥了积极作用，有效保障了电力安全可靠供应，助力能源绿色低碳转型发展”。

根据内蒙古自治区能源局公布的最新数据，2025年5月，蒙西电力现货市场出清新能源电量113.6亿千瓦时，同比增长25%，占总出清电量的比例达到43%，新能源发电能力持续提升。

三、我国新能源电量参与电力市场前景展望

（一）

价格波动、负电价成为市场运行正常现象

根据136号文，从今年6月1日起，我国新投产的新能源发电项目原则上全部入市交易，且上网电价通过市场交易形成。从“保量报价”到“市场定价”，我国新能源项目面对的第一个挑战，即收益波动性的大幅增加。

供需关系是决定电力市场价格的决定性因素。无论是现货市场、中长期交易或是省间市场交易，市场价格都是反映市场主体对供需形势判断及预期的重要信号。

以蒙西新能源市场为例。一方面，受区内新能源装机规模和发电能力持续攀升影响，蒙西电网电力供应日益充裕，发电能力显著提升；另一方面，在新能源企业的持续努力下，新能源发电边际成本持续下行，为新能源项目参与电力市场交易增添了更多底气。多重因素叠加影响下，蒙西现货市场价格进入了持续下行通道。据内蒙古自治区能源局公布的数据，2025年1—4月，蒙西电网现货市场出清均价由0.344元/千瓦时逐月降至0.153元/千瓦时，降幅达到56%，明显释放出电力供需相对宽松的价格信号。

（来源：根据公开资料整理）

图1 蒙西电力市场出清均价（2025年1—4月）

（来源：兰木达电力现货微信公众号）

图2 蒙西电力市场新能源结算价格情况（2024年1月—2025年3月）

当前，我国风电、光伏发电等新能源行业在领跑全球行业发展的同时，仍展现出巨大发展潜力，在装机规模、技术创新等方面存在较大发展空间。在这种情况下，大规模的新能源电量进入电力市场后，电力市场报价持续下降，甚至在新能源大发时段报出负电价，就会成为高比例新能源电力系统中市场运行的正常现象。从确定的“电价×发电量”变为“波动电价×交易电量”，实际获得收益的大幅波动也将成为新能源项目的发展常态。

需要注意的是，136号文提出建立新能源可持续发展价格结算机制，对于纳入机制的电量按照与机制电价（由各地方新能源项目通过市场化竞价方式确定）差额进行“多退少补”。这一结算方式能够在一定程度上稳定新能源项目业主的收益预期，对于推动行业平稳健康发展具有重要意义。

（二）

新能源市场机制有待持续完善

当前，我国已初步建成省、区域、省间高效协同，中长期、现货、辅助服务有机衔接的多层次统一电力市场体系，电力市场化改革持续深入。但从蒙西等各地实践经验来看，推动新能源电量全面进入电力市场，相关配套机制还有待进一步完善。

例如，伴随新能源装机比例快速提升，电力辅助服务已成为电力系统安全稳定运行的重要保障。然而，当辅助服务进入电力市场，尽管已有湖南、山东、山西等多地发布了电力辅助服务相关实施细则，却因各地市场建设进度不统一，具体规则及实施方法存在较大差异，各地市场交易品种和定价机制不统一、市场主体权责边界模糊、跨省交易机制不够健全等问题普遍存在，掣肘了全国电力辅助服务市场发展。

2025年4月，由国家发展改革委、国家能源局联合印发的《电力辅助服务市场基本规则》在总结了各地电力辅助服务市场建设经验教训的基础上，对辅助服务市场规则的基本框架、原则及内容进行了统一及规范，从市场成员、市场设立、市场品种、交易组织、费用传导、市场衔接、计量结算、信息披露及风险防控等方面一体化设计基础性规则，一定程度上缓解了之前困扰行业发展的痛点、难点。

从长期来看，如何平衡电价波动性与新能源业主对项目收益稳定性的期待，如何更深层次挖掘电力系统灵活性资源投资潜力等问题仍将是电力市场改革的重要落点。伴随我国电力市场发展日渐成熟，各地区电力互济规模持续扩大，中长期、现货市场运行也将进入发展新阶段。届时，根据全国及各地市场实际运行情况，我国电力市场相关规则体系有望得到持续完善。

（三）

灵活性资源迎来发展新机遇

为保证电网运行安全有序，在新能源大规模接入的电力系统中，仅依靠分时电价、需求响应等措施对于电量调节的作用相对有限，仍需要储能、抽水蓄能等大规模灵活性调节资源来发挥电量优化配置作用，为电网安全有序运行提供重要保障。

根据136号文，新能源电量全部进入电力市场，需与其他电源共同承担电力系统调节成本。为降低发电成本，新能源项目配建储能设施的积极性有望大幅提升，为储能行业装机增长创造更大发展空间。

同时，在极端天气或电力供应紧张时段，电力现货市场价格可能会受供需影响出现短时飙升。大幅波动的市场电价，一方面能够调动新能源项目在供需宽松时储存的富裕电量，提高新能源消纳水平；另一方面，独立的储能设备也可以抓住时机获取相对高额收益，实现利润率大幅增长。