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图1 典型现货市场2023年现货价格平均水平(元/MWh)
图2 典型现货市场截至2024年11月的现货价格平均水平(元/MWh)
在多年实际供需、量价数据积累基础上构建价格预测模型,并结合未来的电网发展规划,企业明显可以更好地决策在哪些省区投资,以及应当投资哪些类型的资产。
多月份价格信号引导生产安排
下图3展示了不同月份现货市场的平均价格走势,很明显由于新能源与负荷变化的关系,在价格低的月份与价格高的月份,价格存在明显差异。对于发电企业来说,应当在电价高的月份保障运行和燃料供给,在电价低的月份安排机制检修或改造工作。
图3 典型现货市多月现货价格平均水平变化(元/MWh)
多日期价格信号引导发用电计划制定
下图4展示了某个月份不同日期的现货市场平均价格走势,由于新能源的大幅波动,现货价格在相邻的日期也存在明显的变化。对于发电企业来说,应当尽可能在高价日期开机发电并确保顶峰发电能力,然后在低价日期安排停机或者临工作,以减少发电损失。对于用电企业而言,在保障生产总量不受影响的前提下,可以在低价天数尽可能多的满负荷生产,然后在高价的天数适当减少生产量。
图4 典型现货市连续多日的现货价格平均水平变化(元/MWh)
来看一组实例,机组 A 与机组 B变动成本均为 340 元 / 兆瓦时,某日现货电价趋势如下。
图5 某日两台火电机组出力对比
机组 A 采取以稳定发电量为主的策略,全日发电量达到 46080 兆瓦时,按当日电价结算,现货电费共计 26081280 元,扣除变动成本后,现货利润为 10414080 元。而机组 B 则巧妙结合现货电价灵活调整出力状态,发电量为 41720 兆瓦时,看似低于机组 A,但凭借精准的市场研判,其现货电费高达 26342711 元,现货利润更是达到 12157911 元,成功赚取了更多的电费与利润。这鲜明地展示出,依据电力现货市场价格动态优化发电策略,对于火电企业提升经济效益意义非凡。
分时价格信号引导发、用电计划制定
电力现货市场采用分时定价机制,电价在15分钟或者1个小时尺度上存在大幅的跳动,其波动范围低的时候是0价或者负价,高的时候则会超过1000元或者达到1500元/MWh。同样是生产1度电,发电企业在高价时候生产相比低价时候可以实现10倍乃至更高的毛利。如果高价时候已经签订了中长期合同,但发不出来,那将面临大幅的亏损。因此做好灵活性改造、避免故障,及时做好运维工作,保障高价格时候的发电能力,这是火电与新能源企业都必须关注的重点。而对于用户来说,低价时候用电无疑可能大幅降低电费账单,当然这对企业的生产安排也会造成一定影响。但随着新能源的持续发展推高用电价格,企业还是有必要拥有一定的调节能力,以保持自己的竞争优势。
图6 典型现货市现货价格变化(元/MWh)
综上所述,电力现货市场通过精准的价格信号,引导能源企业优化生产经营活动,实现资源的高效配置。因此市场交易的核心不是为了重新进行利益分配,而是通过供需双方的互动,更好地提供价格信号,并以此引导投资生产与经营优化。市场机制不仅可以提升企业的经济效益,还促进了电力行业的可持续发展。随着现货市场的不断完善和扩展,其在电力系统中的核心作用将更加凸显,为构建清洁、高效、智能的现代电力市场体系提供坚实基础。未来,现货市场将继续发挥其在电力市场中的重要作用,推动能源转型和绿色发展。
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