上篇中，我们分析了在不同市场进程阶段的电费计算方式，现货市场未运行时，市场电价主要锚定管制电价、主要成员交易电价、历史成交电价；现货市场运行时，交易电价则有了具象参考——现货市场分时电价。
实时现货市场的定价权体现
若以不运行日前现货市场为简化的现货市场模式，电能量电费收益取决于：
实际上网电量和实时市场节点/分区现货价格
中长期合约价格与结算参考点实时现货价格的差、中长期合约的量
那运行日前现货市场的模式是否具有同样的规律性？
实际上，运行日前现货市场的电费求解方法还有第三种，让我们继续对运行日前市场省份的方式一结算公式进行变形同时给出图形计算办法：
到这里可能有人发现了一个有趣的现象，我们将变形后的图形与不运行日前现货市场方式一图形进行对比，发现二者的差异性在于前者多了一小块面积，其大小与日前市场、实时市场因运行边界条件差异产生的价差以及市场主体自身采取的现货申报策略所致的日前中标电量相关。
至此，我们发现在开展现货市场后，决定图形最终面积大小的有以下几个关键因素：
实际上网电量和实时市场节点/分区现货价格
日前市场节点/分区现货价格与实时市场节点/分区现货价格的差、日前市场的出清电量（不运行日前市场的无此项）
中长期合约价格与结算参考点现货价格的差、中长期合约的量
以上因素表明，相对于实时现货市场，其他前序电能量市场均体现为金融结算性质（即价差结算模式），这正说明了实时现货市场作为唯一实际运行、实物交割市场对电力价值的定价权。
现货市场价格特征
供需关系与现货市场价格。电力现货市场作为商品市场的一种，亦遵循供需决定价格的普适规律。下图展示了山西省以年度分时视角观测的现货市场平均价格与省内平均负荷、新能源平均出力的关系。
抛开价格形成的其他复杂因素不谈，需求的增多（包括省内负荷和外送负荷）会使电价上行，而供给的增多（包括省内各类型发电出力及外购电负荷）会使电价下行，这一微观经济学的核心理论仍然挥舞着价格信号的指挥棒。
日前、实时现货市场价差。以下为几个现货长周期正式运行省份日前、实时现货价差分布情况。可以观察，大部分时点两市场间的价差都处于较低区间，而新能源装机占比更大、电网阻塞情况更复杂的地区两市场间的价差分布更为分散，现货策略的博弈空间更大。
山西日前-实时现货价差
山东日前-实时现货价差
甘肃日前-实时现货价差
广东日前-实时现货价差
新能源参与电力市场的收益
螺旋下降困境
在现货市场中，新能源出力往往与现货电价呈负相关关系，出力增多导致的供求失衡使现货电价下行，而同时段以现货电价为锚定的市场化中长期电价则跟随其一同下行。例如统计山西省2024年11月现货电价、中长期交易限价、新能源平均出力如图所示。
可以发现，新能源参与电力市场的收益螺旋下降困境在于：多发电时段收益既不能在现货市场中兑现也无法在中长期市场中得到保障；少发电时段难以把握现货市场的高价机会且签订的合约往往因负价差造成负收益，即使有获得正价差合约的机会也受制于套利回收机制使收益变的有限。
电力市场视角下的新能源投资关键点
中长期市场、现货市场交易策略带来的增收可以作为项目保值的重要手段，但在长期视角下该部分增收的准确评估受政策等复杂因素影响难以量化，而场站自身发电曲线与现货市场价格的匹配性决定了项目收益的基本盘，将问题化繁为简，实质上就是解决一个课题：
长周期的电力现货价格如何评估？
若再进行细化，至少要解决两方面问题：长周期的电力需求情况以及用户的付费意愿如何评估？长周期的电力供给情况以及成本边界如何评估？
以上两个问题任意一个展开来谈都是很宏大且复杂的课题，而国内省情迥异必须有针对性地逐一破解，后续我们将在针对各省的情况做详细分析，也欢迎业内人士开放探讨。
（上图为以2023年全社会用电量、新能源装机占全省装机比例观测的各省供需情况；下图为以各省风电、光伏装机占比观测的现货电价与标杆电价的对照关系。以上数据来自国家统计局、国家能源局、中电联、各电力交易中心）
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