蒙西电力市场电费影响因素深度解析

蒙西电力市场电费影响因素深度解析

蒙西电力市场自开展现货交易以来，其出清价格波动性较大，导致各市场主体的电费结算差异显著。本文将深入分析影响蒙西市场电费的关键因素，包括竞价空间、区域结算均价、节点出清价格以及机组调度情况等，帮助读者全面了解蒙西电力市场的运行机制。

蒙西市场的电能电费结算方式为现货全电量电能电费与中长期差价合约电能电费。其中，全电量电能电费中的价格为现货市场出清价格，由市场内该时段边际出清机组的报价所决定，但影响该报价的主要因素较为复杂。

一般来说，报价的趋势与该时间内的火电机组竞价空间相关系数较高，也就是市场统调负荷及外送水平扣除市场中的新能源出力与非市场出力。当竞价空间水平越高，代表市场中火电机组需要承担的发电能力越高，出清价格也因此水涨船高。但除了竞价空间外，是否还有其它因素会造成出清价格的波动，从而影响电能量电费的结算呢？

区域结算均价

在蒙西市场中，结算区域分为呼包东与呼包西，并将每个区域划分成不同节点。对于用电企业而言，其电能电费结算公式中的价格为区域结算均价，但对于发电企业来说，其电能电费结算公式还需要考虑电站所处节点的出清价格。

对比发用电企业的结算公式，可以发现两者电能电费计算公式存在部分共通性。对于某一条特定合约，其结算公式为合约电量乘上合约电价与该合约所属区域结算均价之间的价差。由于蒙西市场内中长期合约均价水平较为稳定，因此较低的区域结算均价一定程度上可以提高最终的电能电费。

图1 2024年蒙西市场区域统一结算价与价差

以2024年现货出清价格为例，其区域价差存在一定周期性。可以发现在1-5月份及11-12月份时，呼包西价格高于呼包东价格，其余时间则相反。同时，以7月为分界线，7月份及之前平均出清价格较高，8月份开始现货价格出现明显的回落。推测在现货均价较高的时候，呼包东整体现货出清水平将高于呼包西整体现货出清水平。

节点阻塞

除了区分区域外，区域中的不同节点也会存在不同因素，导致节点现货出清价格有所区别。严格意义上来说，这种不同产生的原因，也是由于不同节点内各自竞价空间的不同，但交易中心公布的数据中并不包含各节点的具体竞价空间，因此很多时候需要通过其它线索来推断其竞价空间。

图2 某光伏装机约2000MW节点7月31日现货出清价格

图3 某无光伏装机节点7月31日现货出清价格

如上图所示，2024年7月31日蒙西现货出清均价出现全天极端高价，几乎全天价格均在1500元/兆瓦时，但部分节点由于区域本身需求量以及新能源发电量与其它节点存在较大差异，导致最终节点出清价格有所不同。如图1节点，由于光伏装机较多，在中午谷段且天气较好时，容易出现低价，但全蒙西的平均情况则相对较高。而根据结算公式，若节点价格较低而区域均价较高，可能会导致发电侧电能电费有所降低。

机组深调

调度中心每日每时段都需要对不同机组下达调度指令以保障电网的安全运行，但有时候调度指令的下达可能会存在波动，导致个别机组与全市场平均水平出现差距。

图3 2024年9月蒙西市场各时段平均负载率与某机组各时段平均负载率散点图

上图为2024年9月蒙西市场各时段平均负载率与某机组各时段平均负载率散点图，横坐标为负载率，纵坐标为出清价格，其中蓝色散点为蒙西各时段平均负载率，橘色与绿色分别为市场上两家电厂A、B的负载率水平。从图中可以看到，全网平均负载率在相同出清价格下出现极大幅度向左偏移的情况，尤其是在出清价格低于100元/兆瓦时的时候。全网平均负载率在低价段明显低于A、B机组，说明A、B机组在全网负荷出现深调时可能存在未受到深调指令的情况；其次，A、B机组在出清价格低于400元/兆瓦时期间，仍存在负载率接近95%的情况，而全网机组的平均负载率在同水平出清价格时基本未超过60%。

因此，可以推断A、B机组：（1）在竞价空间较低的低价时段，调度未发出深调指令，导致机组出现较高负载率的情况；（2）在高价时接到的出力指令低于全网水平，导致现货高价时的收益不及市场平均水平，而该情况影响了最终电能电费的收益。从节点出清电价来看，其深层原因与区内供需情况，以及依据该关系的报价策略有关。

总体而言，蒙西市场的电能量电费主要与中长期签约均价、节点电价、和区域出清均价有关，而除中长期签约价格外，其余价格很大程度上与竞价空间相关，但由于个节点或区域的竞价空间并未公开，因此可以从其余现象与条件进行推测，并以此提高收益空间。