過去，煤價波動是火電成本的核心變量，直接影響電價走勢。但近年來，現(xiàn)貨定價權(quán)逐步從火電邊際成本轉(zhuǎn)向“風(fēng)光-火電”動態(tài)博弈，傳統(tǒng)火電成本對現(xiàn)貨電價的錨定作用逐漸開始失靈。 以山東為例，近年來，在電煤長些制度的支撐下，山東煤價整體平穩(wěn)，火電企業(yè)長期合同煤覆蓋率超過90%。據(jù)山東省能源局披露，2024年一季度山東電煤中長期合同履約率達(dá)98%，有效平抑了燃料成本波動。 然而，現(xiàn)貨市場電價卻未如預(yù)期般穩(wěn)定，反而呈現(xiàn)劇烈震蕩。山東電力交易中心數(shù)據(jù)顯示，2024年4月午間光伏大發(fā)時段，實時電價一度跌至0.15元/千瓦時，較基準(zhǔn)價下浮65%；而晚間用電高峰時，電價又飆升至1.2元/千瓦時，日內(nèi)價差高達(dá)8倍。 據(jù)華北電力大學(xué)研究團(tuán)隊分析，當(dāng)光伏發(fā)電占比超過20%時，午間供需失衡將導(dǎo)致電價“地板價”頻現(xiàn)。2024年3月，山東光伏發(fā)電量達(dá)18.9億千瓦時，占全省用電量的17.3%，直接推動午間電價連續(xù)多日觸底。 但到了晚間，光伏出力歸零，火電需承擔(dān)調(diào)峰重任。國網(wǎng)山東電力公司數(shù)據(jù)顯示，2024年一季度晚高峰時段，火電機(jī)組啟停調(diào)峰成本同比增加42%，這部分成本最終傳導(dǎo)至電價。這種“午間過剩、晚間緊缺”的錯配，使得傳統(tǒng)火電邊際成本定價機(jī)制逐漸失效。 橫向?qū)Ρ绕渌》?，廣東、江蘇等新能源大省也面臨類似挑戰(zhàn)。據(jù)南方能源監(jiān)管局統(tǒng)計，2023年廣東光伏發(fā)電量同比增長38%，導(dǎo)致午間電價同比下降28%；而浙江風(fēng)電大發(fā)時，實時電價甚至出現(xiàn)了負(fù)值。 縱向來看，山東的電價波動幅度已遠(yuǎn)超傳統(tǒng)能源主導(dǎo)時期。2015年山東電力現(xiàn)貨市場試點啟動時，日內(nèi)電價波動率不足5%，而2024年已擴(kuò)大至35%。這種變化，是新能源從“補(bǔ)充電源”向“主力電源”轉(zhuǎn)型的必經(jīng)陣痛。 傳統(tǒng)電力市場中，火電作為邊際機(jī)組決定電價。據(jù)清華大學(xué)能源互聯(lián)網(wǎng)研究院模型測算，在新能源高占比場景下，火電從“價格制定者”退化為“價格接受者”，其報價策略需高度依賴對新能源出力的預(yù)判。這種轉(zhuǎn)變，倒逼火電企業(yè)從單純發(fā)電向綜合能源服務(wù)商轉(zhuǎn)型。華能山東公司已開始試點“火電+儲能”調(diào)峰模式，通過配置4小時儲能系統(tǒng)，將午間低價電儲存至晚間高價時段出售，實現(xiàn)套利空間。 據(jù)國家發(fā)改委能源研究所預(yù)測，到2030年，全國新能源裝機(jī)將達(dá)18億千瓦，占發(fā)電總裝機(jī)的55%。山東現(xiàn)象預(yù)示著，未來電力現(xiàn)貨市場價格信號作用將逐步凸顯，引導(dǎo)用戶側(cè)靈活響應(yīng)；傳統(tǒng)火電企業(yè)需重構(gòu)盈利模式，從電量銷售轉(zhuǎn)向容量保障與調(diào)峰服務(wù)。 此外，新能源出力的隨機(jī)性與波動性會系統(tǒng)性增加電網(wǎng)對靈活性資源的需求，推動輔助服務(wù)市場（如調(diào)頻、備用）規(guī)模擴(kuò)張。風(fēng)光出力分鐘級波動要求更頻繁的功率調(diào)整，新能源預(yù)測偏差可能導(dǎo)致實際出力與日前市場出清量偏離，為平抑新能源波動，市場對調(diào)頻、備用服務(wù)主體需求加大，輔助服務(wù)費用占比或?qū)⑻嵘?(煤供部楊彬摘錄)
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