蒙西电力现货市场自2022年6月1日起依新规开展结算试运行以来，受到了业内广泛关注。蒙西市场在新能源参与市场、分区电价、省内省间市场衔接等诸多方面开展了机制创新，特别是在阻塞盈余的计算和分配上，体现出了规则制定者对集中式电力市场边际出清理论的深入理解和大胆探索，并为后续进一步完善阻塞盈余管理机制打下了扎实的基础。
蒙西电力市场阻塞盈余管理符合市场化、高效率改革方向
具体来说，其突破可以归纳为以下三点：
一是尊重电力市场实现的物理基础，节点电价的时空价值能够得以体现。自现货市场试点以来，各省将阻塞盈余视为“不平衡资金”的一部分，避之犹恐不及。在可以准确获得发用电各自节点电价信息的情况下，大多地方仍然选择以“发电侧加权平均价格”的方式对用户侧进行结算，从而抹杀了电力市场中实际物理交割时由于网络传输能力的不足所带来的节点间价格差异，从而使节点电价在相当程度上失去了空间意义。这次蒙西使用分区“用户侧加权平均电价”作为参考结算点，则部分纠正了以上误解，让用电侧的空间价值能够在分区内以一个“综合指数”的方式得以体现。
二是阻塞盈余的分配兼顾发用两侧，合理引导资源分配。阻塞盈余的出现可以看成是市场主体为完成物理交割在争夺“稀缺”的网络输送能力时而付出的额外成本。阻塞盈余的根源是由于电网物理输送能力与市场交易规模以及路径之间的矛盾，这是电力市场中客观存在的。一般来说，改善电网输送能力是规划时间尺度需要完成的工作，所以在现货时间尺度进行阻塞盈余的计算和分配时应该重点关注交易主体间的利益得失，然后予以补偿。蒙西市场的阻塞盈余结算分配方法基本上是符合了这一大方向的，即既考虑了发电侧“低价”机组的机会成本，又考虑了用电侧“低价”节点对阻塞的贡献奖励。这样有利于引导“低价”节点用户多用电，从而引导区域内用电结构向缓解电网阻塞的方向上持续优化。
三是有效识别电网阻塞动态，为电力市场运行的经济和效率评估提供新的监管维度。将用电侧加权平均价格独立计算，就能够与区域发电侧节点电价进行持续滚动的比较。二者之差所形成的曲线就能够很好地表现电力市场的不同运行工况下，不同发用电主体的交易路径之间存在的阻塞严重程度，从而在滚动分析阻塞盈余的基础上对于电网输送能力对电力市场资源最优配置的制约情况有了更加明确的、及时的洞察，为电网的市场化规划、为市场监管提供了可靠数据支撑。因此，蒙西市场阻塞盈余管理机制上的创新在试运行阶段取得了不错的效果，既没有引起发电企业的“反弹”，也适当对用电企业根据其节点的“阻塞贡献度”进行了奖惩，对结算价格的影响不到5%，取得了预期的设计效果。
蒙西阻塞盈余管理还存在改进空间
不过，从以上的分析中，我们也能够看出，在可喜的突破之中也存在一些不足，大致有两点：
一是节点电价的空间价值还没有得到充分体现。在节点价格体系中，每个节点的能源消费价格为该节点增加一单位能源消费系统所增加的能源生产成本。当系统出现阻塞时，阻塞的输电通道两端节点的价格出现较大差异，能源输入节点的出清价格一般高于能源输出节点的价格，导致系统总的能源消费费用高于系统总的能源生产费用，两者的差额就是阻塞盈余。市场交易双方只有充分了解到发用电节点与交易结算点之间可能存在的阻塞风险，才能够通过合约或金融工具来规避或对冲风险。蒙西市场中，用户侧采用加权平均电价进行结算已经较之同侪前进了一大步，但与完全利用用户侧节点进行结算相比还有不小的优化提升空间。作为下一步的过渡，要考虑能否像欧洲市场一样引入更小单位的价区，让用电侧的电价空间价值进一步凸显出来。
二是阻塞盈余的分配还需要科学严谨的市场化机制来支撑。目前的蒙西市场中，“低价”节点发电机组能够获得阻塞盈余的补偿，而且根据6月份结算试运行的结果来看，发电侧获得的补偿金额居然高于返还给用电侧的盈余，这是不太合理的。
一方面，根据前面论述，阻塞盈余来自于能源消费费用高于能源生产费用的部分，所以返还在理论上应该也是针对消费侧。而且造成机组节点“低价”的原因有不少，但从缓解阻塞的角度来说，现货价格偏低的发电节点一般是加重阻塞的“肇事方”，压低价格正是为了引导其减低出力、缓解阻塞。将阻塞盈余返还给这一类机组，就会削弱节点价格的引导作用，不利于电源结构的优胜劣汰。
另一方面，按照“低价”用户侧节点实际用电量占全电量的比例来进行阻塞盈余的分摊显得过于简单，用电量并不与用户侧节点电价中实际阻塞分量大小成比例，从而使得大用户仅仅凭电量获得更多补偿，但有可能其对缓解电网阻塞的贡献非常低。这样的规则会使得阻塞盈余的分配没有能够用在刀刃上，不能有效引导用户侧更好地根据价格调整用电行为，提高市场资源配置效率。鉴于此，下一步改进措施中，可以制定“退坡机制”逐步缩小发电侧返还比例，并且在分配用户侧盈余时，计算用户节点对电网断面的综合“阻塞贡献度”，以此作为权重来修正盈余分配比例，使之向更合理的方向过渡，即基于输电权的阻塞收益返还机制。
