距離2021年1月1日，即陸上新增風電全面“平價”時代正式開啟，僅剩4個月。
自2019年起，具備“平價”條件的"三北"地區(qū)成為風電大基地開發(fā)的熱土。作為我國陸上風能資源最富集的地區(qū)，內蒙古成為“三北”地區(qū)中大基地項目競爭的主力區(qū)域。
2021年底內蒙古即將并網(wǎng)的20.8GW外送風電大基地，結合內蒙古“特殊”的網(wǎng)架結構、復雜的電力市場交易規(guī)則，將對競爭格局產(chǎn)生什么影響？發(fā)電企業(yè)又該如何應對日益復雜的競爭環(huán)境？
（來源：遠光能源互聯(lián)網(wǎng) 作者：付工）
能源供需結構
電力外送大省，歷年外送電量全國第一
電力外送大?。簝让晒攀请娏ν馑痛笫?，2019年全區(qū)6MW及以上電廠發(fā)電總量為5447億千瓦時，全國排名第二，僅次于山東。得益于內蒙古優(yōu)質的煤炭及風光資源稟賦，加上外送電通道，自2013年起，歷年外送電量排名全國第一，2019年外送電量2082億千瓦時，包括跨境送蒙古國電量13億千瓦時。
工業(yè)用電占比高：內蒙古2019年全社會用電量3653億千瓦時，全國排名第六，電力消費結構以第二產(chǎn)業(yè)為主，占比87.7%，遠高于全國68%的平均水平，主要是由于內蒙古金屬冶煉等高載能產(chǎn)業(yè)快速發(fā)展，工業(yè)用電占比較高所致，其中第二產(chǎn)業(yè)中工業(yè)用電占比99.6%。增速最快的是以服務業(yè)為代表的第三產(chǎn)業(yè)，同比增長9.4%。
能源結構仍以火電為主，但占比逐年下滑，風電裝機全國第一：截至2019上半年，內蒙古裝機1.25億千瓦，位居全國第三，與第一的山東裝機差距僅185萬千瓦。內蒙古能源結構上，裝機以火電為主， 2019年占比67%，但隨著新能源裝機快速增長，火電占比逐年下滑。新能源方面，內蒙古風電裝機全國排名第一，截至2019年底，累計裝機3007萬千瓦，占全國總量的14.3%，光伏裝機1081萬千瓦，排名全國第八。
2019年內蒙古電力供需結構
來源：內蒙古自治區(qū)電力行業(yè)協(xié)會，遠光能源互聯(lián)網(wǎng)
內蒙古電網(wǎng)結構
兩大電網(wǎng) + 6條特高壓外送通道
內蒙古自治區(qū)電網(wǎng)分為兩個獨立的電網(wǎng)，其中蒙西區(qū)域的8個盟市電網(wǎng)由內蒙古電力（集團）有限公司建設運營，供電范圍為呼和浩特市、包頭市、烏海市、鄂爾多斯市、巴彥淖爾市、烏蘭察布市、阿拉善盟、錫林郭勒盟，一般被稱為“蒙西電網(wǎng)”，與華北電網(wǎng)聯(lián)網(wǎng)運行。蒙東區(qū)域由國網(wǎng)內蒙古東部電力有限公司建設運營，供電范圍為內蒙古東部赤峰、通遼、興安、呼倫貝爾四盟市，一般被稱為“蒙東電網(wǎng)”，與東北電網(wǎng)聯(lián)網(wǎng)運行。
內蒙古2019年跨省跨境外送電量達到2082億千瓦時，其中送華北電量最高（1322億千瓦時，占比63%），其次是東北（637億千瓦時，占比31%），另還有少量電量送華東、西北及跨境送出至蒙古國。
內蒙古外送電部分是通過蒙西電網(wǎng)與華北電網(wǎng)互聯(lián)、蒙東電網(wǎng)與東北電網(wǎng)互聯(lián)送出，還有較大比例是通過內蒙古境內已經(jīng)投運的“三交三直”特高壓工程送出（錫盟-山東、蒙西-天津南、錫盟-勝利特高壓交流，錫盟-泰州、上海廟-臨沂、扎魯特-青州特高壓直流），內蒙古目前特高壓外送能力4400萬千瓦，此外還有蒙西-晉中特高壓交流通道在建，建成后特高壓外送能力將達到5300萬千瓦。
內蒙古電網(wǎng)概況
來源：內蒙古自治區(qū)電力行業(yè)協(xié)會，遠光能源互聯(lián)網(wǎng)
內蒙古能源發(fā)展情況
風電大基地加速建設
內蒙古擁有得天獨厚的風力資源，是我國陸上風能資源最富集的地區(qū)。根據(jù)中國風能協(xié)會的測算數(shù)據(jù)，內蒙古的風能可開發(fā)量超過1.5億千瓦，約占全國陸上風能可開發(fā)總量的50％以上。
內蒙古從1989年開始規(guī)模化開發(fā)風電，是我國最早利用風力發(fā)電的省份之一。2015年底內蒙古風電裝機并網(wǎng)容量達2425萬千瓦，超過三峽電站2250萬千瓦裝機容量，被稱為風電三峽。
但由于區(qū)內供需不匹配，外送通道不足，無法滿足風電裝機快速增長的消納需求，內蒙古棄風率飆升，2015年裝機規(guī)模達到全國第一的同時，內蒙古棄風電量高達91億千瓦時，棄風率達18%，均位居全國第一。
隨著包括內蒙古在內的三北地區(qū)的棄風加劇，2017年，能源局緊急叫?！叭薄憋L電建設，明確內蒙古、黑龍江、吉林等六省為風電開發(fā)建設紅色預警區(qū)域，停止新增風電裝機核準，同時積極推進能源局規(guī)劃的大氣污染防治行動計劃12條重點輸電通道建設，12條輸電通道中有5條均為從內蒙古送出的特高壓通道，分別是2016年投運的錫盟—山東與蒙西—天津南特高壓交流工程，2017年投運的錫盟-泰州特高壓直流工程，2018年投運的扎魯特-青州特高壓直流工程，及2019年投運的上海廟-山東特高壓直流工程。
內蒙古特高壓外送通道及風電基地概況
來源：國家能源局、國家電網(wǎng)公司、遠光能源互聯(lián)網(wǎng)
在特高壓的投運及相關政策推動下，內蒙古棄風限電持續(xù)改善， 2018年，紅色預警轉為橙色預警，風電開發(fā)迎來轉機。此外國家能源局也集中批復了內蒙古一批特高壓配套風電基地，目前已核準并推進建設的有5個大基地，分別是上海廟、烏蘭察布、錫盟、通遼及興安盟，開發(fā)規(guī)模共計20.8GW，規(guī)劃2021年并網(wǎng)。這五個大基地均是以外送消納為主，消納地區(qū)集中在華北華東電力負荷高、能源需求較大地區(qū)。
內蒙古建設中外送風電基地概況
來源：國家能源局、遠光能源互聯(lián)網(wǎng)
除上述五個風電大基地以外，風電開發(fā)商還在紛紛圈地，搶占內蒙古風電市場。例如內蒙古包頭160萬千瓦可再生能源示范項目已完成招標，通過包頭當?shù)毓I(yè)園區(qū)進行就地消納。另外化德縣200萬千瓦、呼和浩特60萬千瓦、北方上都200萬千瓦等風電基地均在規(guī)劃中。
內蒙古電力市場形式
蒙東中長期交易，蒙西現(xiàn)貨+中長期
由于蒙東、蒙西電網(wǎng)能源、網(wǎng)架結構各異，蒙西及蒙東電網(wǎng)的電力市場交易規(guī)則也各不相同。
蒙東區(qū)域市場，市場化比例32%： 蒙東區(qū)域暫未開展現(xiàn)貨交易，2019 年蒙東經(jīng)營區(qū)域發(fā)電企業(yè)共218 家、總裝機規(guī)模 2985.65 萬千瓦。其中參與蒙東電力市場發(fā)電企業(yè)169 家，參與市場數(shù)占比77.52%；參與市場裝機規(guī)模 2709.44 萬千瓦，參與市場裝機占比90.75%。蒙東區(qū)域火電企業(yè)共計36家，其中網(wǎng)間火電企業(yè)15家，總裝機1514萬千瓦，全部參加市場交易，區(qū)內火電企業(yè)共計21家，總裝機規(guī)模不高，僅為227.5萬千瓦，其中僅3家參與市場交易，但參與交易裝機占比93.25%；參與市場的新能源企業(yè)市場數(shù)占比為82.97%（151家參與交易，新能源企業(yè)總數(shù)182家），參與市場裝機占比為87.24%（1085.44萬千瓦參與交易，總裝機1244.15萬千瓦）。2019年蒙東區(qū)域市場化交易電量共計188.48億千瓦時，占蒙西地區(qū)全社會用電量的32%，交易類型主要分為直接交易、配置交易、保底電量、源網(wǎng)荷儲四大類，其中火電交易量為131.99億千瓦時，占交易總量的70%，發(fā)電側結算均價為0.2815元/千瓦時， 相比蒙東標桿上網(wǎng)電價0.3035讓利幅度為7.2%；新能源交易電量為56.59億千瓦時，發(fā)電側結算均價為0.19151元/千瓦時，相比蒙東標桿上網(wǎng)電價讓利幅度達35.7%。
蒙西區(qū)域市場，接近50%的市場化率，中長期與現(xiàn)貨相結合：蒙西區(qū)域是國內發(fā)展電力交易較早的地區(qū)。蒙西區(qū)域的支柱型工業(yè)均為對電價極其敏感的資源型行業(yè)，由于用電成本較高導致的企業(yè)減產(chǎn)、停產(chǎn)事件頻發(fā)，自2010年起，內蒙古電力率先在全國創(chuàng)建第一個電力多邊交易市場，引入市場競爭，根據(jù)供需關系形成靈活的價格信號指導市場運行，蒙西地區(qū)標桿上網(wǎng)電價為0.2829元/千瓦時，全國各地區(qū)中僅新疆及寧夏略低于蒙西上網(wǎng)電價，加之市場化發(fā)展較早，通過“電價洼地”效應吸引了一大批重點工業(yè)項目落地。截至2019年10月，電力多邊交易市場成員已達到1820戶。2019年，蒙西市場化交易電量1443.4億千瓦時，占全社會用電量的49.8%，其中新能源交易電量135億千瓦時，占市場交易電量比例9.35%。
自2019年起，蒙西區(qū)域積極推進現(xiàn)貨市場建設，于2019年6月啟動現(xiàn)貨交易模擬試運行，2019年9月完成為期一周的電力現(xiàn)貨市場結算試運行，2020年5月8日首次組織開展了現(xiàn)貨電能量市場與調頻輔助服務市場聯(lián)合調電試運行工作， 2020年6月17日至6月23日期間進行電力現(xiàn)貨市場2020年第一次連續(xù)結算試運行。作為中長期交易的補充，蒙西區(qū)域的現(xiàn)貨市場采用分散式交易模式，即中長期交易的合約電量均分解到日曲線進行物理執(zhí)行。
內蒙古競爭格局變化
大規(guī)模風電基地項目對競爭格局產(chǎn)生較大影響
隨著風電平價時代的趨近，內蒙古由于風資源條件好，成為國內風電平價項目競爭的主力區(qū)域，加之電網(wǎng)結構逐步強健，風電開發(fā)解凍，內蒙古風電項目進入加速建設階段，2021年至少20GW的風電基地項目并網(wǎng)，將對內蒙古區(qū)域電力市場競爭格局產(chǎn)生較大的影響。
區(qū)內競爭：主要是不同能源之間的競爭。未來大規(guī)模風電基地的投運，將進一步降低內蒙古能源結構中傳統(tǒng)能源的比重，風火競爭加劇。對于帶補貼的存量新能源項目，因為有補貼因素，可以較低的交易電價與火電企業(yè)進行競爭，尤其是在蒙西的現(xiàn)貨市場上，對于新能源電站，在滿足一定的利用小時數(shù)后，可以在現(xiàn)貨市場上用零電價甚至負電價沖刺，用補貼來保收益，提升競爭優(yōu)勢。對于目前正在籌建的風電平價大基地，基地的規(guī)?；獛沓杀窘档停L火同價下的競爭將更加激烈。
區(qū)外競爭：內蒙古在運的六條外送特高壓通道，通過風火打捆將內蒙古電力送往山東、江蘇。山東及江蘇的落地電價分別為0.3949及0.391元/千瓦時，通過特高壓通道外送還需支付0.1~0.12 元/ 千瓦時的過網(wǎng)費，倒推至內蒙古區(qū)域外送電價，送山東及江蘇不能高于0.27~0.28元/千瓦時的區(qū)間。此外，寧夏、陜西通過外送通道也在與內蒙古共同競爭山東的送電份額，加之與受端省份的自有電廠也存在競爭。尤其是對于蒙西區(qū)域參與外送山東的運營商，送、受端均已開展電力現(xiàn)貨交易試點，加劇了競爭的復雜程度，更應結合成本、交易規(guī)則平衡就地消納及外送的比例，實現(xiàn)收益最大化。
智慧經(jīng)營
助力發(fā)電企業(yè)應對復雜競爭
綜上所述，內蒙古的發(fā)電企業(yè)面臨的競爭包括區(qū)內競爭、區(qū)外競爭、不同能源之間的競爭、中長期市場上的競爭、現(xiàn)貨市場的競爭等。面臨市場環(huán)境及成本實時變動的雙重挑戰(zhàn)，發(fā)電企業(yè)亟需在經(jīng)營方面具備高效的智慧經(jīng)營分析系統(tǒng)，明晰發(fā)電企業(yè)實現(xiàn)經(jīng)營目標的價格底線，結合成本、交易規(guī)則，平衡區(qū)內與區(qū)外，中長期與現(xiàn)貨的量、價分配，平衡好就地消納與外送的比例，輔助營銷人員快速報價決策，在保證盈利的基礎上爭取更多市場電量。
