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中國鐵合金網：內蒙古電力交易市場建設跑出加速度

2024年，內蒙古多邊交易市場綠電交易成交總量超900億千瓦時，實現了從無到有、再到全國領先的歷史性突破；電網直調新能源裝機容量超過5400萬千瓦，其中96%以上的容量直接參與中長期綠電交易，綠色電力市場供應“量大勢足”；綠電交易結算電量超1億千瓦時的企業共112家，地區綠電消費量水平得到顯著提升……

一直以來，內蒙古作為國家重要能源基地，時刻以先行者姿態探索新型能源體系建設，通過“本地問題驅動全局創新”，打造發展新引擎，成績斐然。

今年2月，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，通過“煤電兜底+多元調節+市場驅動”的創新組合拳，新能源裝機占比突破52%，為全國書寫構建高比例新能源供給消納體系的破題答卷。

平穩應對“136號文”挑戰

作為新能源重鎮，內蒙古擁有全國一半以上的風能資源和超1/5的太陽能資源，風光資源技術可開發量約108.6億千瓦。2024年，內蒙古新能源裝機達1.35億千瓦，是全國首個新能源裝機破億千瓦的省區。

依托“光伏可開發量全國第二、風電資源占全國70%以上”的天然優勢，內蒙古確立了“新能源為主、煤電兜底”的能源體系。當前新能源裝機占比已達52%—53%，居全國前列。同時，新能源市場化率超90%，通過現貨市場全電量競價、中長期差價結算等機制，新能源發電量占比從2021年的21.6%提升至2024年的26%。

此外，今年初蒙西順利轉入電力現貨市場正式運行，成為全國第5個正式運行市場，無須大規模調整即實現了平穩過渡。

蒙西地區的改革實踐，如同一匹穩健前行的“黑馬”，不僅平穩應對了國家“136號文”的政策考驗，更在儲能激勵與綠電交易領域樹立了標桿。

今年1月，國家發改委和國家能源局聯合發布《關于深化新能源上網電價市場化改革 促進新能源高質量發展的通知》（以下簡稱“136號文”）。該文件的出臺，標志著我國電力改革進入新階段，旨在通過市場化手段推動新能源上網電價機制完善，進一步促進新能源高質量發展。

“136號文”要求“新能源全面入市、以實時市場主導”，蒙西在全國率先探索全電量現貨市場，早在2022年就要求除扶貧和分布式項目外的所有新能源場站“全電量報量報價”參與現貨實時市場競爭，可以說提前實現了該目標。“‘136號文’提出建立‘可持續發展價格結算機制’，這與蒙西首創并成熟的‘現貨全電量+中長期差價結算’模式異曲同工，以實時電價為基礎的中長期差價結算架構，既通過實時市場價格信號有效引導各類系統調節資源，又保障了新能源參與市場的合理收益，市場結算規范透明，已被國家采納為全國范本。” 內蒙古自治區能源局相關人士向《中國能源報》記者介紹說。

除機制具有超前性之外，收益保障兼容性也使得內蒙古電力交易平穩應對“136號文”挑戰。“136號”文倡導“可持續發展價格結算機制，內蒙古政策的核心機制就是通過“現貨市場+差價結算”并設置一定程度的風險防范機制等市場架構，在功能上較為平滑地實現了對新能源收益的基本保障。

這些措施直指新能源并網的核心矛盾——通過提升系統靈活調節能力，將電網安全邊界從早期“新能源出力占比不超過15%”的理論閾值，推高至短時發電占比超70%的實踐水平。

充分激活調節力量

在構建高比例新能源電力系統的進程中，儲能猶如平衡波動的“壓艙石”。但目前，國內各地普遍采用短期、低強度的激勵政策，行業也普遍存在補償強度不足、政策周期過短、收益預期不穩和與使用效果脫鉤的問題。

比如，甘肅的0.003元/千瓦時僅能覆蓋儲能度電成本零頭，無法形成有效激勵；山東等地的3年補償期，遠低于儲能項目10年以上的回收周期。此外，新疆的逐年退坡機制放大遠期風險，抑制長線資本布局。廣東等地的建設補貼易催生“劣質裝機”，無法確保實際調節效能。

內蒙古電力（集團）有限責任公司電力調控公司有關負責人向記者展示了一組數據：今年前5個月，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%，總發電量占比達到36.7%，同比增加10.4個百分點。“這個增長量其實非常客觀且難得，核心問題就在于本地問題驅動全局創新。”該負責人說。

內蒙古新能源發電量和裝機“高歌猛進”的背后，獨立新型儲能激勵政策功不可沒。今年初，內蒙古出臺了獨立新型儲能放電量補償政策，通過“放電量掛鉤+十年鎖定期”，以最高標準、最長周期、最活機制成為行業標桿，也直擊行業發展痛點。

從“補裝機”轉向“補服務”，內蒙古以放電量為核心指標，將補貼與電網實際調節貢獻綁定，確保政策資金“用在刀刃上”。

這一政策的核心在于摒棄了常見的裝機容量補貼，創新性地將補貼基準鎖定在實際放電量0.35元/千瓦時，這樣可以有效杜絕項目“建而不運”的“舊疾”，更給投資者注入強心針的是長達十年的補貼周期，這完整覆蓋了主流電化學儲能項目的全生命周期，提供了前所未有的長期收益確定性。十年鎖定期相當于為投資者簽發“收益保險單”，極大降低了技術迭代與市場波動的不確定性，對沖了風險。

同時，內蒙古鼓勵獨立新型儲能參與電力市場，充、放電價格完全通過市場機制形成，支持獨立新型儲能自主選擇參與電力市場的運行模式，支持新型儲能自主申報充放電曲線、優先出清、作為價格接受者參與電力現貨市場，引導儲能獲得現貨市場價差收益的同時，充分發揮調節作用。

這套組合拳效果立竿見影。獨立新型儲能項目內部收益率(IRR)躍升至8%—10%，遠高于甘肅、新疆等地，資本投資熱情高漲。截至5月，內蒙古并網儲能裝機已突破900萬千瓦，規模穩居全國前列，其中蒙西電網裝機近600萬千瓦、最大放電電力突破500萬千瓦，成為支撐電網安全、平抑新能源波動不可或缺的“調節先鋒”。

在上述內蒙古能源局相關人士看來，有效的政策不在補貼力度本身，而在于能否構建“效果導向、風險共擔、長期可信”的規則框架。“我們不再糾結補貼年限與強度，用‘十年放電量掛鉤’的制度創新，為全國儲能產業化蹚出一條兼具經濟性與可持續性的破局之路。”

綠電交易規模與主體第一

電力市場機制如同一臺精密的引擎，高效激活了系統資源。新能源發電占比提升至36%；用戶側自主削峰填谷負荷提升200萬千瓦以上；蒙西火電調節能力提升200萬—300萬千瓦；烏蘭察布鐵合金企業年節省成本8000萬元；阻塞問題得到緩解，火電受阻率大幅下降。

儲能十年補貼鎖定收益、存量新能源項目可退出保障電量機制搏擊市場、綠電制氫等新業態拓寬盈利場景、發電企業加碼投資“沙戈荒”基地，目標再造“塞上三峽”……在機制創新與政策護航下，內蒙古綠電交易生態呈現出爆發式增長。

2024年，內蒙古綠電交易總量歷史性突破900億千瓦時，參與其中的112家企業年度結算電量均超1億千瓦時，橫跨鋼鐵、電解鋁等傳統產業和晶硅、數據中心、5G等新銳力量。

上述內蒙古能源局相關人士表示，這得益于內蒙古取消新能源交易比例上限，允許新能源企業與用戶自主決定交易規模，并將新能源交易置于火電之前。

更為重要的是，在內蒙古得天獨厚的資源稟賦、規模化開發攤薄的巨大成本優勢、激增的企業綠電需求以及儲能補貼、市場搏擊、綠電制氫等新業態共同編織的“收益安全網”庇護下，即使在現貨市場價格呈現波動，投資熱度依然不減，2023年內蒙古新能源投資同比激增114%。

今年6月，蒙西與國家電網、南方電網開創性完成全國首次多通道跨區綠電交易，1637萬千瓦時綠電跨越2000公里抵粵，“三網聯動”范式為更大范圍的能源協同打開想象空間。

然而在電力市場交易不斷發展的當下，挑戰也如影隨形。

隨著新能源占比突破50%，瞬時出力占比甚至沖高至70%以上，系統平衡的壓力持續增大。內蒙古電網東西跨度2400公里帶來的阻塞風險雖已改善，仍需持續優化。本地綠電需求雖增長迅猛，但面對裝機規模的持續擴張，如何進一步拓展跨區、跨省消納市場，破除輸送瓶頸，成為釋放潛力的關鍵鑰匙。

同時，市場機制本身也需持續進化。受訪人士均表示，參與主體激增、交易規模擴大、虛擬電廠等新形態涌現，要求風險防控、分區定價精細化、容量市場探索等不斷深化，這都是我們未來需要不斷解決的問題。

此外，對于當前力度空前的儲能補貼政策，其長期可持續性及成本傳導的公平效率問題，也需未雨綢繆，更需要設計清晰的補貼退坡路徑，確保市場健康肌體。

當市場機制釋放價格信號、調節資源筑牢物理支撐、區域協作打破行政藩籬時，“風光無限”的能源新時代才能真正落地生根。改革的答案不在教科書里，而在因地制宜的解決方案里。當前，內蒙古這片風與光的土地，正為全國書寫構建高比例新能源供給消納體系的破題答卷。

來源：中國能源網

• [責任編輯：tianyawei]