数字储能网讯：2025年10月，蒙西电力市场以呼包断面为界的东西部电价出现显著分化，呼包东地区出清价格平均较呼包西地区高出约127元/兆瓦时，部分时段东西部价差可达500元/兆瓦时，创下近两年来的极值。这一异常现象并非偶然的市场波动，而是工业和电力规划与电力供应特性匹配度不足的必然结果。特别是在蒙西电力市场运行后，产业布局、资源配置对市场价格信号重视不够，资源分布、产业结构与电网约束的矛盾有所加深。要解决这些问题，各相关方需要进一步加强对市场信号的信任和理解。

从市场运行实际来看，除直接价格差异外，较大价差也对不同主体产生了差异化影响：西部新能源场站因部分签约用户位于东部高价区，面临高价买电履约的潜在风险；东部高耗能用户则因中长期市场吸引力较弱，与发电企业签约难度较大，需应对较高现货电价带来的成本压力；而现行市场执行中合约转让尚未纳入位置信号，难以体现电能量空间价值，且存在交易品种设置不全面等问题，进一步抑制了市场主体的交易意愿，导致中长期交易市场出现流动性下降的情况。此类现象为深入剖析电力市场的运行逻辑以及如何在规划中考虑价格信号提供了重要考题和样本。

如何理清价差背后的资源分布、产业布局与电网结构矛盾？如何通过机制优化实现短期稳定与长效发展的平衡？蒙西区域未来对这道难题的最终解法值得关注。

一、东西分区价差的历史成因与现实困局

蒙西电力市场的双价区设计，是尊重自然禀赋与发展现实的必然选择。

内蒙古东西狭长的地理格局造就了资源分布的天然不均衡。蒙西西部鄂尔多斯、乌海等地煤炭资源丰富，仅鄂尔多斯市已探明煤炭储量即达2670亿吨，约占全国六分之一；阿拉善等地则因干旱半干旱气候拥有优质的风光资源。计划经济时代，为节省运输成本与提高利用小时，火电与新能源场站逐资源而居，在蒙西区域形成了“电源富集区”。蒙西东部区域本身靠近省会城市，人口较多，近年来更因临近京津冀经济圈，凭借区位优势承接铁合金、算力中心等大量高耗能产业转移，电力需求持续激增；但因资源禀赋有限，该区域在计划经济时代对发电企业投资吸引力不足，没有形成充足电源配套，因而成为天然的“负荷中心”。

电网物理结构的约束进一步固化了这一格局：西部电源向东部输电需经呼包断面等关键通道，其输送容量限制导致长期阻塞，西部充裕电力无法顺畅外送，东部只能依赖本地高成本机组兜底，“西低东高”的价差客观存在。

在此背景下，双价区设计应运而生，以呼包断面为界，东西两侧分别按区域内节点电价加权计算统一结算参考点价格，并以此作为区域内用户电能量电价，核心是通过价格信号引导资源优化——让发电企业向东部高价区集聚，让高耗能用户向西部低价区转移，用市场化手段破解“源荷反向分布”的天然矛盾，实现缓解电网压力，促进蒙西地区协同发展，最大化社会福利的最终目的。

但制度设计未能完全转化为实践。2022年现货市场启动前，呼包西直调机组总装机约为45000兆瓦占比约60%；呼包东直调机组总装机接近30000兆瓦，占比约40%，这种合理差异本应通过市场化手段逐步优化。而改革启动后，西部新能源装机呈爆发式增长，2022-2025年，呼包西光伏装机从约7200兆瓦飙至约27000兆瓦，增幅为275%，风电从约9500兆瓦增至25000兆瓦，增幅约为164%，在蒙西地区总装机不降反升；东部则持续承接高耗能产业，电源建设严重滞后，2025年总装机占比降至不足38%，且新增新能源电源以风电为主，电源结构稳定性较差。

除宏观的总装机占比变化外，新能源渗透率快速提升进一步放大了矛盾。2025年，呼包东、呼包西新能源占比均达60%左右，高比例新能源出力波动需要灵活调节资源与坚强电网支撑，但蒙西既未在东部布局足够调节性火电，西部跨区域外送通道与巨大的富余电力相比也较少。面对装机与负荷结构变化，呼包断面等核心通道扩容也相对滞后。蒙西地区电力市场电能量价差从“合理分化”逐步演变为“明显失衡”，反映出产业规划亟待与市场发展协同并进。

二、两种路径的抉择与未来

面对极端价差引发的市场困境，蒙西电力市场双价区制度应如何调整？当前，研究者中主要存在两种呼声，一种是模糊分区设计，缩小差距；另一种是坚持分区设计，让市场化机制真正落地生根引导产业布局。选择的核心，在于对蒙西电力市场未来的定位与期许。

（一）模糊分区界限，实行全区统一结算参考点

第一种路径是取消东西部双价区界限，实行全区统一的结算参考点，即所有市场主体均按照蒙西区域的平均电价进行中长期合同结算。这一方案能够抹平区域间客观存在的差异，缓解价差争议带来的矛盾。

短期来看，这一方案能快速简化交易流程，降低市场主体的决策复杂度。统一价格后，发电企业无需顾虑区域价差导致的合同亏损风险，可能会提高与东部用户签约的积极性；东部高耗能用户的用电成本将直接下降，有助于缓解企业经营压力。

但是，也应看到该方案的隐性代价。首先，统一结算参考点下，东部地区用户用电的降价空间并非市场释放的红利，而是牺牲西部地区用户的利益换来的。东部地区负荷需求大，本应承担更高的供电成本，而统一价格后，东部用户电价下降、西部用户电价升高，西部承担着全区超过60%的电源供应，却要与东部用户分摊平均电价，实际上形成了让西部资源地补贴东部经济区的格局。

其次，价格信号的失真将影响市场的资源配置功能发挥。失去差异化价格引导后，东部地区凭借靠近京津冀市场的物流优势，会吸引更多高耗能产业扎堆集聚，进一步加剧本地电力供需失衡；而西部则因丧失价格竞争力，坐拥资源却难以吸引产业落地，电网阻塞问题也会因此加重。

最后，从区域经济发展来看，统一价格将进一步扩大东西部的发展差距，西部区域难以通过资源优势转化实现经济增长，不利于全区的长远发展与社会福祉的提升。

2024年初，甘肃曾取消原以750千伏武胜变电站为界的河东区、河西区用户分区电价机制，改用全网统一参考点电价，形成河西用户对河东用户的“交叉补贴”。蒙西如果继续采用这一方法，难以从根本上解决资源分布、产业布局与电网约束的核心矛盾。

（二）坚持分区设计，调整产业布局与电网建设

第二种路径是坚持并深化双价区制度，甚至进一步细化分区，通过强化价格信号的引导作用，优化产业结构与资源配置，同时加大电网通道建设力度，从根本上缓解阻塞问题。这一方案的核心逻辑是尊重市场规律，利用价格驱动从根本上破解结构性矛盾，以短期调整成本换取长期发展空间，实现区域经济的均衡发展。

在产业布局上，差异化电价将引导东部高耗能企业通过节能改造提升效率，或向西部低价区转移产能，缓解东部负荷压力；同时让西部的资源优势转化为产业集聚动力，推动形成“电源与产业协同发展”的格局，逐步缩小东西部发展差距。

在电源配置上，高价信号将吸引发电企业向东部负荷中心投资调节性火电、储能等灵活性资源，改善东部以风电为主的电源结构，增强本地供电稳定性；西部则可依托低价优势，进一步优化新能源布局，配套建设储能与绿电直连园区，提升新能源消纳与调节能力。

在电网建设上，价格信号将倒逼各方重视通道瓶颈问题，推动呼包断面等内部通道扩容，同时加速与蒙东、京津冀、江苏等区域的跨区域互联，形成“蒙西外送+蒙东输入”的多元供电格局，既解决西部电力外送受阻的问题，消纳西部区域的富余电力，也可通过让蒙东地区向蒙西东部送电的方式，为蒙西地区东部提供更稳定的电力补给。

从全国层面来看，这一路径与全国统一大市场建设思路高度契合，能让蒙西电力资源融入更大范围的配置体系。坚守分区设计，让价格信号真正发挥“指挥棒”作用，通过价格信号引导产业转移与资源配置，能够实现电力系统与经济发展的良性互动。沿这一思路深化，还可考虑进一步细化分区结算参考点设计，更精准地反映不同区域的供需状况与电价特性。目前，蒙西以呼包断面为界的双价区划分，虽基本体现了东西部的差异，但区域内部仍存在一定的供需失衡与阻塞问题。进一步细化分区结算参考点，能更精准反映不同区域的供需差异与阻塞成本，使电价信号更加真实、精准，更好地引导市场主体的投资与交易决策，让资源配置更为合理。

当然，坚守分区设计必然要承受短期阵痛，东部高耗能企业可能面临阶段性成本上升。这些问题可通过配套机制平滑解决，如优化中长期合同产品设计——通过将带曲线合同改为不带曲线合同以缓解短期极端天气影响等方式，为市场主体提供稳定预期，为产业调整与电网建设争取充足时间。

总体而言，坚守分区设计的核心，是通过市场化手段破解深层矛盾，让蒙西电力市场真正具备自我调节、自我优化的能力。长期来看，能实现电力系统与经济发展的良性互动，保存和释放蒙西地区的发展潜力，有利于该地区未来的长远发展。

蒙西电力市场是全国电力市场化改革的先行者之一，如今，面对这道关乎未来的选择题，需要直面问题的勇气，更需要平衡当下与长远的智慧。

（作者为电力行业从业者，文章仅代表个人观点）