电力现货市场建设背景与基本概念
电力现货市场是指系统运行前一天至实时运行时刻的电力商品交易市场，要求在组织市场交易时考虑实时供需平衡和安全约束。电力商品具有三个特殊物理属性：电以光速传送且不能大规模存储、电能输送受电网最大送电能力限制、电能输送路径由物理规律决定。电力市场经济学原理决定了电力现货市场设计与普通商品现货市场存在显著差异。电力市场分为省内市场和省间市场，两者相对独立运行但有机结合，通过分时电力曲线和结算环节联系。电力现货市场出清是指确定发用电计划以及形成分时电价的过程，分为机组组合和经济调度两个阶段，以发电成本最低为目标开展经济调度，优先调用系统中报价最低的发电机组。三类电能量市场关系包括省内现货市场、省间现货市场以及衔接机制，省内现货市场以发电成本最低为目标组织低价者优先中标出清，省间现货市场实时运行中存在省内富余发电力或供电缺口时，以省为实体申报，在全国范围内开展省间电能量交易，衔接机制在省内现货预出清基础上，省内富余电力参与省间现货，省间现货市场出清结果作为省内现货正式出清的边界条件。
东现货市场建设具体实施情况
东现货市场采用“日前市场不结算，中长期市场和现货实时市场差价结算”的结算方式，由于现货市场中存在“阻塞”现象，会导致节点电价产生差异，以此而反映电能量的空间价值，映射到电能量电费中，对市场主体收益产生影响。现货市场价格形成机制包括系统边际电价、分区边际/平均电价和节点边际电价，其中系统边际电价是某一时刻的用电计划曲线与发电侧主体申报的“电力-电价”曲线交点，节点边际电价是某一时刻、某一电网节点的用电预测曲线与该节点发电主体申报的“电力-电价”曲线交点。蒙东现货市场节点电价包括输电阻塞和阻塞电价，阻塞电价是节点电价的重要组成部分，是断面输电容量限额提升带来的社会效益。三节点阻塞算例表明，当电网存在阻塞时，用户难以直接用到低价机组提供的电力，需要调用本不应该调用更高价机组，由此造成的成本上升，也就是节点电价中的阻塞分量。
蒙东现货市场建设运营情况
蒙东现货市场建设面临特殊情况，包括新能源占比高、网省联合机制、配套电源出力波动大、燃煤机组多为供热机组以及网调调管蒙东火电亟需新的市场机制等。应对方案包括汇聚多元主体参与现货交易、逐步搭建多层级市场格局、建立配套电源独立出清机制、推动“网对网”的互济支撑、供热火电分段出清以及网调调管蒙东火电参与市场等。蒙东现货市场规则体系以《电力现货市场基本规则（试行）》为蓝本，形成“1+8”规则体系，包括《蒙东电力市场运营基本规则》以及中长期、现货、辅助服务及结算等8项实施细则。市场架构包括电能量市场+辅助服务市场，电能量市场采用“中长期差价合约+现货全电量竞价”市场模式，辅助服务市场新建调频辅助服务市场，现货运行期间不再开展区域调峰市场，实现现货与调峰市场的融合。市场主体参与机制以蒙东独立调度控制区为边界，依托“网省”共建模式，火电及集中式新能源均“报量报价”、用户侧初期“不报量不报价”、独立新型储能等自愿选择“报量不报价”或“报量报价”、“六类市场化项目”分别按发用主体身份参与市场。蒙东现货市场近期运行情况表明，现货市场充分发挥“发现价格”的作用，出清价格总体在合理区间，引导中长期市场价格形成，推动资源红利向用户侧传导，26年年度合约均价降至209元/兆瓦时左右。由于蒙东控制区新能源占比高且波动剧烈，新能源与火电交替主导定价，火电装机较少导致定价容量不足，现货市场价格呈现一定程度的两极化态势，1000元/兆瓦时及以上占比10%以上，0元/兆瓦时及以下占比超半数。充分利用市场机制释放电蓄热调节潜力，现货市场申报价格下限下探至-50元/兆瓦时，负价格时段引导电蓄热投入，增加新能源消纳空间；现货市场设立分钟级申报机制，电蓄热依据实时价格动态调整投退时机与储热容量，通过价格信号引导电蓄热在低电价时段储热调峰，高电价时段顶峰发电，结算环节放宽中长期偏差电量考核，推动各方达成适应现货运营模式的交易协议，电蓄热利用率从0提升至92.6%，预计供热季释放消纳空间约19亿千瓦时。电化学储能充分发挥调节作用，独立储能获得中长期价差收益及储能容量补偿收益，配建储能获得现货价差收益。多级市场发挥保供促消纳作用，保供应方面，通过两级市场累计购电0.68亿千瓦时，基本解决了90%以上日前平衡缺口，日内统筹储能放电与日内购电，储能最大放电电力340万千瓦，累计放电量0.48亿千瓦时，基本保障了控制区平衡；促消纳方面，通过中长期滚撮、省间现货、区域互济等各类市场化交易累计售出（增发）新能源1.62亿千瓦时，占新能源发电量11.84%，多级市场促进新能源消纳作用明显。
