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由于在一天当中新能源、负荷存在大幅波动,分时供需态势差异巨大,相比传统价格机制,电力现货价格确实存在大幅波动。如图1所示,山东市场2024年1月1日~10日的日前市场价格,新能源大发的1月4日,最低现货价格为-80元/兆瓦时,同一天高峰日前价格则达699元/兆瓦时,二者相差779元/兆瓦时。
电力现货价格的长周期均价波动幅度小
然而拉长周期看,电力现货市场价格却相对稳定,能够很好地反映供需情况与发电成本。如表1所示,2022年电力供需紧张,典型市场的现货价格(实时价格)相比燃煤发电基准价格均存在一定的上涨,但也只有甘肃河东区域与广东现货价格涨幅大,分别约为40%、24%,其他地区现货价格均在燃煤发电基准价20%以下。2023年,随着煤价的下降,供需形势缓解,电力现货价格开始接近或者小幅低于燃煤发电基准价;甚至在有些季度,现货价格下降到低于燃煤发电基准价20%以下的水平,如表2所示。
总体来看,年度与季度等长周期尺度的电力现货价格虽然存在波动,但是幅度并不大,基本处在燃煤标杆价上下20%这个范围之内。
电力现货价格均价高度反映供与发电成本
如图2、3、4所示,广东、山西与山东等电力现货市场2022~2023年的价格在发电成本变化不大的月份中,需求高的月份价格就高,需求低的月份价格也随之走低。而随着煤价的下行,在供需情况没有根本变化的情况下,电力现货价格随着发电成本的下降也快速降低。这种定价机制一方面有利于平衡电力系统供需,另一方面也有利于价格本身的稳定。
电力现货价格的均衡性
在供应充足时,价格走低,可以鼓励发用两侧多用电、少发电,引导供需平衡并让下一个周期的价格回升;在供给不足时,价格走高,可以鼓励多发电、少用电,也可以促进供需平衡并让下一个周期的价格回落。
以图5所示的山东现货市场为例,2023年的电力现货分时形态相比2022年出现了一些值得关注的变化:7~17点之间的实时价格出现了近0.02元/千瓦时的小幅上升,而18~24点的价格出现了超0.045元/千瓦时的下降。这充分说明了现货市场价格对用户负荷的影响,高价时用户愿意减少用电,从而抑制电价的上涨;反过来,低价时用户愿意增加用电,从而抑制电价的下降。所以价格信号毫无疑问地发挥了指挥棒作用,充分引导需求响应,实现源荷互动,而这进一步又会作用在价格上,长期来看将使现货价格维持在一定的区间范围内。
总之,为了保障国家能源安全与应对气候变化,需要建设新型电力系统。但新能源、气候变化、电动汽车等新型负荷的变化会引发复杂的供需不平衡问题;为了控制平衡管理成本,保障长中短期的电力供应与新能源消纳,并实现中长期尺度上的电价均衡,电力现货市场成为最经济的调节手段。
党的二十届三中全会所明确提出的全国统一电力市场与深化能源体制改革的目标任务,毫无疑问需要以电力现货市场为中心来推进。随着多地电力现货市场逐步转入正式运行,以及《电力现货市场基本规则》的颁行,虽然还存在一些需要根据实际情况进行微调的地方,但以“中长期+现货+辅助服务”为主要内容的市场框架已经获得了行业内市场主体的广泛认同,很多地区的技术支撑平台建设与调电试运行工作都已经具有比较好的基础。接下来,在国家与地方政府层面,可以通过总结各自省份现货长周期和正式运行省份的经验,进一步坚定对电力现货市场在保供、促销与稳价方面的信心,加快所在地电力现货市场的长周期运行安排,并以此为基础深化辅助服务、中长期、容量市场、市场监管与新能源市场化交易等相关配套改革工作,早日完成党的二十届三中全会明确的体制机制改革任务目标、实现能源清洁转型。
本文刊载于《中国电力企业管理》上旬刊2024年第8期,作者系中国能源研究会电力市场专家委员。
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