由于風(fēng)電與光伏在市場(chǎng)中的份額還相對(duì)較低（<15%）,持續(xù)負(fù)荷曲線的性質(zhì)改變還相對(duì)比較小，系統(tǒng)仍舊存在相當(dāng)數(shù)量的基荷發(fā)電，也就是全年都可以運(yùn)行的機(jī)組。在1年的大部分時(shí)段，市場(chǎng)的價(jià)格都是煤電廠的邊際成本（也就是煤電廠是邊際電廠）（圖3），只有1100小時(shí)左右是天然氣聯(lián)合循環(huán)與單循環(huán)成為邊際電廠，市場(chǎng)價(jià)格上升1-2倍。
在個(gè)別時(shí)段（幾十個(gè)小時(shí)），系統(tǒng)處于價(jià)格暴漲的階段，總的發(fā)電負(fù)荷要小于總需求，價(jià)格上漲到系統(tǒng)設(shè)定的最大電價(jià)水平（7元/度左右）。此時(shí)，切除負(fù)荷變成了最合理的選擇。
全年來(lái)看，市場(chǎng)的平均價(jià)格是230元/MWh，這大大低于目前大部分省市的標(biāo)桿電價(jià)水平，顯示了在電力過(guò)剩背景下相比市場(chǎng)形成價(jià)格與形成理性未來(lái)預(yù)期的仍舊虛高的標(biāo)桿電價(jià)水平。
在2020年可再生能源8%左右的市場(chǎng)份額下，在大部分時(shí)段可再生能源（特別是風(fēng)電）由于與電力需求之間的不匹配，呈現(xiàn)其收益小于其他可控電源的情況。
平均來(lái)看，相對(duì)于2020年230元/MWh左右的市場(chǎng)平均價(jià)格，風(fēng)電的市場(chǎng)價(jià)值要低9%，光伏要低5%。光伏在最初進(jìn)入市場(chǎng)時(shí)，其出力特性與需求特性相對(duì)一致，但是它將很快使得中午左右的用電高峰徹底消失，而改變整個(gè)電力價(jià)格曲線的時(shí)間分布，自身的價(jià)值相比風(fēng)電也將隨著份額增加更加迅速地下降。
基于其他條件相同（所謂all others equal)的2020年情景下，風(fēng)電的份額如果從6%上升到15%，其系統(tǒng)價(jià)值將進(jìn)一步下降為市場(chǎng)平均水平的85%。
?煤電冗余的影響?
隨著可再生能源進(jìn)入系統(tǒng)份額的增加，煤電等化石能源的利用率水平都隨著剩余負(fù)荷曲線的變化而減少。這意味著在系統(tǒng)成本最小化的要求下，大規(guī)模的發(fā)電類型將越來(lái)越失去競(jìng)爭(zhēng)力（資本攤薄的機(jī)會(huì)在逐漸減少）。這體現(xiàn)在最優(yōu)結(jié)構(gòu)中，即使負(fù)荷在增加，但是隨著風(fēng)電、太陽(yáng)能份額的增加，“應(yīng)該”增加的煤電份額是越來(lái)越少的（如果目前的煤電份額已經(jīng)超出了最優(yōu)份額，那么需要減少的程度更多）。圖4對(duì)此以風(fēng)電份額從5%增長(zhǎng)到15%做了說(shuō)明。
但是，必須指出，目前中國(guó)有超過(guò)2億千瓦，甚至更多的煤電機(jī)組已經(jīng)核準(zhǔn)、在建或者接近完成。這在短期內(nèi)將提升中國(guó)煤電的總體裝機(jī)容量至10億千瓦以上。這部分機(jī)組將是系統(tǒng)的“冗余容量”，他們?nèi)绻麉⑴c市場(chǎng)競(jìng)爭(zhēng)，獲得市場(chǎng)份額，將對(duì)其本身及其他機(jī)組的利用小時(shí)數(shù)產(chǎn)生明顯的影響。煤電的小時(shí)數(shù)，將在很大程度上實(shí)現(xiàn)不了“最優(yōu)結(jié)構(gòu)”狀態(tài)下的利用水平。
?公共政策視角應(yīng)該更關(guān)注的范疇?
公共政策的視角，應(yīng)該更關(guān)注那些影響系統(tǒng)全社會(huì)成本最小化的方面，比如平均大鍋飯的市場(chǎng)份額劃定，缺乏有效競(jìng)爭(zhēng)機(jī)制等；而不是私人成本嚴(yán)格等于社會(huì)成本的方面，比如所謂煤電總量過(guò)剩的問(wèn)題?？偭窟^(guò)剩的成本是分散到每一個(gè)獨(dú)立市場(chǎng)參與者上的，消費(fèi)者往往還能從總量過(guò)剩中得到好處。這不應(yīng)該是公共政策需要操心的范疇。
