过去，煤价波动是火电成本的核心变量，直接影响电价走势。但近年来，现货定价权逐步从火电边际成本转向“风光-火电”动态博弈，传统火电成本对现货电价的锚定作用逐渐开始失灵。

以山东为例，近年来，在电煤长些制度的支撑下，山东煤价整体平稳，火电企业长期合同煤覆盖率超过90%。据山东省能源局披露，2024年一季度山东电煤中长期合同履约率达98%，有效平抑了燃料成本波动。

然而，现货市场电价却未如预期般稳定，反而呈现剧烈震荡。山东电力交易中心数据显示，2024年4月午间光伏大发时段，实时电价一度跌至0.15元/千瓦时，较基准价下浮65%；而晚间用电高峰时，电价又飙升至1.2元/千瓦时，日内价差高达8倍。

据华北电力大学研究团队分析，当光伏发电占比超过20%时，午间供需失衡将导致电价“地板价”频现。2024年3月，山东光伏发电量达18.9亿千瓦时，占全省用电量的17.3%，直接推动午间电价连续多日触底。

但到了晚间，光伏出力归零，火电需承担调峰重任。国网山东电力公司数据显示，2024年一季度晚高峰时段，火电机组启停调峰成本同比增加42%，这部分成本最终传导至电价。这种“午间过剩、晚间紧缺”的错配，使得传统火电边际成本定价机制逐渐失效。

横向对比其他省份，广东、江苏等新能源大省也面临类似挑战。据南方能源监管局统计，2023年广东光伏发电量同比增长38%，导致午间电价同比下降28%；而浙江风电大发时，实时电价甚至出现了负值。

纵向来看，山东的电价波动幅度已远超传统能源主导时期。2015年山东电力现货市场试点启动时，日内电价波动率不足5%，而2024年已扩大至35%。这种变化，是新能源从“补充电源”向“主力电源”转型的必经阵痛。

传统电力市场中，火电作为边际机组决定电价。据清华大学能源互联网研究院模型测算，在新能源高占比场景下，火电从“价格制定者”退化为“价格接受者”，其报价策略需高度依赖对新能源出力的预判。这种转变，倒逼火电企业从单纯发电向综合能源服务商转型。华能山东公司已开始试点“火电+储能”调峰模式，通过配置4小时储能系统，将午间低价电储存至晚间高价时段出售，实现套利空间。

据国家发改委能源研究所预测，到2030年，全国新能源装机将达18亿千瓦，占发电总装机的55%。山东现象预示着，未来电力现货市场价格信号作用将逐步凸显，引导用户侧灵活响应；传统火电企业需重构盈利模式，从电量销售转向容量保障与调峰服务。

此外，新能源出力的随机性与波动性会系统性增加电网对灵活性资源的需求，推动辅助服务市场（如调频、备用）规模扩张。风光出力分钟级波动要求更频繁的功率调整，新能源预测偏差可能导致实际出力与日前市场出清量偏离，为平抑新能源波动，市场对调频、备用服务主体需求加大，辅助服务费用占比或将提升。 (煤供部杨彬摘录)