自2022年6月1日起，蒙西电力现货市场开展新一轮结算试运行工作。作为我国第一批电力现货试点地区之一，蒙西在此次电力现货市场规则设计上有很大的创新。

蒙西电力现货市场2022年V1.0版规则采用“中长期曲线交易+现货全电量竞价”的交易模式，发电侧报量报价；用户侧不报量不报价，以呼-包断面为界分为东西两区接受现货价格。

目前大部分现货地区采用“日前出清+实时出清”的市场组织方式，市场主体需要分别在日前和实时市场中进行“偏差结算”。而蒙西采用“日前预出清+实时出清”的市场组织方式，日前预出清环节考虑未来三天电网运行条件，确定次日可靠性机组组合，机组预出清计划仅作为日前调度运行计划，不进行财务结算；实时市场根据发电侧日前封存的申报信息，综合考虑最新的电力平衡和其他约束条件，优化出清得到实时发电计划及节点价格。所以蒙西只有实时价格，没有日前价格。这一机制设计一定程度上规避了部分现货地区由于发用双方日前结算电量不一致导致的发用不平衡费用。

对于用户侧而言，“不报量不报价”不等于不参与现货市场，分时实际电量与分时中长期合约电量的偏差部分，仍要以用户所在区域结算参考点实时市场价格进行结算。

用户j在时段h的电能电费计算公式：

公式一（全电量现货+中长期合约差价结算）：

C = Q实际×P区域参考点+Q合约×(P合约-P区域参考点)

公式二（中长期合约+现货偏差电量结算）：

C = Q合约×P合约+(Q实际-Q合约)×P区域参考点

（公式一与公式二在数学上等价，为便于理解，本文采用公式二进行表述）

目前蒙西地区以呼-包断面为界分为东西两个价区，价区内电力用户节点电价加权平均值作为区域结算参考点电价。下图统计了6月1日以来蒙西电力现货市场价格走势，其中实线为全天现货价格平均值，虚线为当天现货价格最高、最低值。可以看出，总体上呼包东和呼包西区域现货价格差别不大，呼包西区域现货价格略高。6-8月为蒙西地区小风季，现货价格保持高位运行，且波动较大，多日现货价最高值达到甚至超过1.5元/kWh。

（蒙西现货报价上下限0-1500元/MWh，结算价格上下限0-5000元/MWh）

图1：蒙西地区6.1以来分区域现货日均价

图2：蒙西地区6.1-6.30分时段现货价格曲线

否则：超出的部分将按月电量进行回收或补偿。

（λ高耗能=5%；λ煤炭=5%；λ一般=10%）

否则：中长期缺额电量按1.05×本行业本区域月度加权合约均价-该用户所属区域现货月度加权均价进行回收（差价为负时不回收）；

泛能网电力交易团队认为，V1.0的用户风险防范回收/补偿机制将单个用户月度电能量均价限定在市场合约均价的90%~110%范围内，一定程度上能够起到风险防范的作用，避免单个用户在电能量市场中产生巨额盈亏；但是中长期缺额/超额回收机制的回收单价对标的是市场合约均价与现货价格的差，并非用户实际合约价格，同时设有1.05倍裕度，极端情况下，可能出现用户超额持有实际合约价格>现货价格>市场合约均价，此时用户超持的合约因为价格高于市场合约均价难以通过置换交易转出，偏差电量难以调整，一方面导致超持的合约电量在现货市场高买低卖造成交易亏损，但由于按市场合约均价计算，该用户中长期超额将产生获利，因此用户另一方面仍然需要支付中长期超额回收费用，两项叠加，加剧了用户购电成本上升的风险。