随着内蒙古电力现货市场的逐步完善，蒙西电力市场在2025年进一步优化了用户侧签约分时价格的上下限规则，以促进市场平稳运行和新能源消纳。此举一方面把控了在新能源出力富集时段的极端低价交易行为，维护了市场秩序；另一方面也在一定程度上收窄了传统价格套利的操作空间，促使市场主体从单纯的价格主导转向更注重负荷曲线优化的交易策略。这种调整既体现了政策对市场健康发展的引导作用，也对参与主体的专业能力提出了更高要求。

（一）市场分时出清价格情况

从下图（图1）可以看到，在小风季（以7月为例）和大风季（以5月为例）全网统一出清价格在光伏大发时段有着较为明显的差异，7月全网整体谷段价格均值高于5月约100元/MWh。

对于电力用户而言，中长期分时考核的价格约束是区域统一出清价格，受东西部电网线路阻塞、装机情况等因素影响，呼包东和呼包西的谷段价格也呈现较为显著的差异，因此属于不同区域的用户可能会面临不同情况的考核。

从下图（图2）可以看到，不论是5月还是7月，东西部在光伏大发时段价差均在80元/MWh以上，部分时段甚至超过了120元/MWh。从5月情况来看，由于谷段价格较低，根据价格约束条件东西部用户均会面临光伏大发时段的缺额考核（分时签约比例低于80%），其中西部光伏大发时段出清价格均值为58元/MWh，缺额考核度电约为262元/MWh，东部光伏大发时段出清价格均值约为161元/MWh，缺额考核约为158元/MWh；从7月情况看，由于进入小风季，谷段价格有了较为明显的抬升，西部用户光伏大发时段出清价格均值约为161元/MWh，会面临缺额考核的风险，其中缺额考核度电约为158元/MWh，东部用户光伏大发时段出清价格均值约为270元/MWh，在该价格下会同时面临缺额考核和超额考核（签约比例超过105%）风险，其中缺额考核度电约为50元/MWh，超额考核度电约为6元/MWh。

通过上述分析，我们知道谷段价格的高低会影响不同区域用户面临的分时考核以及考核的严厉程度，通常情况下，谷段价格一般受两方面因素交互影响，一方面是新能源的出力情况，其通常情况下与现货出清价格呈负相关关系，即新能源出力越多，现货出清价格会相对较低；另一方面则是发电机组的报价行为，2025年蒙西市场开始调整新能源申报下限为-0.05元/千瓦时并于7月开始实施，该新规意味着在光伏大发时段出现负电价的概率增加，若谷段持仓较高，在负电价出现时无疑对电力用户是不利的。从7月分日情况看，由于新能源出力偏高，部分时段出现了负电价且会持续一段时间。因此，电力用户在制定相应交易策略时需结合自身所处区域情况以及相关的报价行为合理把控风险。

（二）分时考核对电力用户的交易影响

通常情况下，大风季新能源（如风电、光伏）出力较为充裕，市场供应量增加，导致谷段价格下行压力较大。此时，电力用户为规避低价损失，倾向于将谷段合约通过市场化手段置出。然而，这种策略虽能避免短期价格风险，却可能因全月谷段合约总量不足而面临缺额考核。

此外，用户的考核风险程度与其持有的中长期合约曲线形态密切相关。若用户签约的合约曲线呈"上凸"特征（即签约曲线与光伏出力曲线相似，午间时段合约量较高、早晚时段合约量较低），在小风季新能源出力不足时，系统整体供电趋紧，谷段价格往往维持在较高水平。此时，用户谷段高持仓虽然能在市场上获利，但是也面临更大的超额风险。在谷段价格较低时，谷段合约也相对较难置出，进一步加剧了曲线优化的复杂性。

（三）电力用户的应对策略

为尽量减少分时考核的风险，一方面，电力用户应基于历史数据与相关价格预测模型，科学分析不同季节新能源出力特性与价格波动规律，避免单一依赖季节性策略。例如，大风季虽可适度置出谷段合约，但需同步评估全月用电需求，确保满足分时下限要求；小风季则应提前通过置换交易等渠道控制谷段合约持仓量，降低被考核概率。另一方面，电力用户应结合自身的用电规律在年度签订相关中长期合约时选择尽量对自身有利的曲线，对于签约"上凸"曲线的用户，可以采用"基础合约+灵活调整"的组合策略，即基础合约部分确保最低用电需求覆盖，灵活部分则通过置换交易等交易窗口进行分时段动态调整。