山东新能源大规模入市前瞻

凡是过往，皆为序章：山东新能源大规模入市前瞻

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2023年10月12日，国家发改委、能源局发布《关于进一步加快电力现货市场建设工作的通知》（以下简称《通知》），提出加快放开各类电源参与电力现货市场。按照2030年新能源全面参与市场交易的时间节点，现货试点地区结合实际制定分步实施方案。分布式新能源装机占比比较高的地区，推动分布式新能源上网电量参与市场，探索参与市场的有效机制。

（来源：微信公众号“兰木达电力现货”作者：姜宏强）

截至 2023 年 9 月底，山东风电装机容量2429.21万千瓦，光伏装机5228.54万千瓦，其中分布式光伏3826.67万千瓦，新能源装机占比49.96%，已属于高比例新能源电力系统。而目前山东新能源参与市场模式为可选择主动入市或不入市，若按上网电量计算，2023年前三季度入市新能源占比仅为7.37%。

新能源全面入市已是大势所趋，集中式又必然列在分布式之前，若24年集中式新能源全部入市，新能源企业收益将受何影响？对山东现货市场又会造成什么冲击？以及长远来看，待分布式光伏入市，对电力系统的整体影响几何？

新能源企业收益如何变化？

开门见山，入市与未入市新能源收入差异主要体现在电能量收入、容量补偿费用、分摊与补偿费用三方面上。

表1.1 山东新能源入市/未入市收入构成对比

首先，核心差异是电能量收入，按实际发电量来看，未入市项目是90%基准价结算+10%日前价格结算+100%日前实时差价结算：

入市项目是100%日前价格结算+100%日前实时差价结算+中长期差价结算：

以上有两点需注意：一是无论入市与否，日前和实时市场的偏差电量都需要承担日前和实时市场的价差，原因在于规则中明确规定未参与中长期交易的新能源电站日前市场中标电量需包含未参与出清的 90%预测出力，加上10%参与现货的部分，也就是日前为全电量中标；二是对于实时市场收入部分的处理，为体现对比差异，可将上述黑体加粗部分合并，即实时电量以日前价格结算。简而言之，入市与不入市，差异仅在于90%的实际发电量，是以日前价格结算，还是以基准价结算。如此一来，可以找到分析的突破口：山东电力市场运行以来的新能源按照发电量加权的日前价格。

图1.1 山东电力市场风电、光伏日前加权价格

选取山东电力市场自2021年12月连续试运行以来至2023年9月数据可以发现，按实际发电量加权计算，风电日前价格为325.05元/MWh，相比基准价让利69.35元/MWh；光伏日前价格为218.36元/MWh，让利176.04元/MWh。在大风季，如11月至次年3月，风电加权价格较低；光伏出力好的季节，如3-5月，光伏加权价格较低，现货价格充分体现了供需关系。

落在新能源企业身上，上述让利的90%就是当前政策下入市和未入市的现货收入差距。进一步可以给出现货收入随优先结算收入比例变化的敏感性分析，以观察不同比例下对新能源企业收入的影响。可以看出，优先结算收入每降低10%，风电平均让利6.93元/MWh，光伏平均让利17.60元/MWh。

表1.2 山东新能源优先结算收入比例对收入影响

除去以上实时市场收入之外，现货收入还需包含日前与实时差价部分损益，如之前新能源系列文章中所指出（见本公众号文章《新能源短期功率预测的价值》），该部分损益也不容忽视。22个月的样本中，光伏日前差价损益为-8.71元/MWh，风电为-8.84元/MWh。如前文分析，该部分损益已体现在未入市项目结算收入中，在收入类别上，该部分是否入市无影响。

图1.2 山东电力市场风电、光伏日前加权价格

实时市场收入和日前差价损益虽然均会对新能源企业收入产生负向影响，但新能源入市后可参与各中长期交易，如双边、集中竞价、摘挂牌、滚动撮合等。入市后，如何通过中长期交易对冲现货下行风险，避免低价乃至负价结算，发挥中长期压舱石作用，是营销工作的核心。这里的负价结算有双重含义，一是现货负价，即山东电力现货的下限价-80元/MWh，新能源企业需从中长期市场与现货市场入手，规避负现货价格结算风险；二是结算负价，本次政策变动，中长期结算参考点大概率采取统一参考点结算，中长期市场与现货市场进一步解耦。中长期作为金融市场，差价结算，结算价格为发电侧统一加权电价；现货市场为物理市场，以节点价格进行全电量结算。该政策变动影响在于，对于节点价格低的电站，中长期交易的收益降低，结算价格进一步下行。

极端的例子可参考蒙西电力市场乌海地区部分火电厂，由于中长期强制签约比例高且节点价格低，现货收入无法覆盖中长期亏损，导致月度结算价格为负价。但对于山东新能源企业也不必过分担忧，山东电网网架结构较好，阻塞情况较少，节点价格与统一价格差异较小，月度电费负价的情况几不可能发生，但对于处于窝电地区的新能源企业仍需注意个别时段、日负价结算风险。

最后，容量补偿费用视最终规则确定的优先结算收入比例，有望提升，比如，当前新能源入市：未入市容量补偿费用为10：1。但长远来看，容量补偿的核心原则是对可靠、稀缺的发电容量进行超额补偿，未来发电侧容量补偿也必将走向分时划分，光伏企业获得容量补偿将会逐步下降；此外，入市机组不需分摊机组启停费用与特殊机组必开费用。当前政策规则下，相比未入市，入市企业以上两部分费用增收大概在50-60元/MWh左右，可弥补部分电能量收入下行所产生的缺口。

新能源全面入市对中长期、

现货市场的影响

以上分析基于山东电力市场的历史运行情况，待新能源全面入市后，还会对中长期市场以及现货市场施加动态影响。

1. 对于中长期市场的影响，将体现在对成交价格的冲击及流动性上。

山东电力市场自开展现货交易以来，中长期市场成交价格几乎长期维持在中长期上限价374.8元/MWh。原因在于，新能源尚未入市交易，中长期市场以燃煤电厂、售电侧为主要交易主体，且中长期上限价低于火电燃煤基准价394.9元/MWh。对于火电而言，其作为边际成本不为零的可控电源，一般情况下不会低于成本价进行中长期交易，中长期交易目标主要为满足考核要求，惜售、限售情绪浓厚。若新能源大规模入市，其参与中长期市场主要激励为对冲现货下行风险，只要中长期成交价格高于预期现货价格就有成交动机。若新能源与火电在中长期市场同台竞技，自然会拉低中长期成交价格。

这种现象在其他省份电力市场比比皆是，如山西市场，月度交易为火电与用户侧交易，旬交易新能源入场，虽开展时间接近，但上旬交易的成交价格仍比月度交易平均低6.11元/MWh。宁夏自2023年2月开展日融合交易，火电原本月度的峰段价格为基准价1.8倍，即467.10元/MWh以上，待与新能源融合后，峰段成交价格下行，在新能源出力较好的7-8月，平均峰段成交价格仅为402.38元/MWh，成交价格下降幅度明显。最近的案例更为有趣，2023年10月26日，山西11月上旬交易，为满足中长期缺额回收考核，旬集中交易仍以火电为主，12-14点成交价格尚能维持在上限价145.62元/MWh，至旬滚动撮合交易，火电无交易约束，新能源为主力，成交价格跌至100元/MWh左右。

图2.1 2022年山西电力市场月度、上旬成交价格对比

图2.2 2023年宁夏日融合市场峰段价格走势

同时，作为一枚硬币的正反面，新能源大规模入市也将增加山东中长期市场的流动性，尤其是分时段交易。原因在于新能源出力的不确定性与波动性，分时段交易更适合新能源，可以结合最新功率预测情况灵活调整持仓。作为全国第二大用电省份，山东中长期市场的流动性一直不高。一是体现在分时段和曲线交易上，流动性最高的中长期交易品种为针对D1曲线的月度集中竞价交易；二是体现在交易量上，去除双边交易后，山西省内中长期市场的成交量为山东市场的79.37%，且山西均为分时段交易，而22年山西社会化用电量仅为山东的35.99%。新能源全面入市也将给火电、用户侧的交易能力提出更高的挑战。

图2.3 2023年山东、山西中长期交易量对比

2. 对于现货市场的影响，体现在入市新能源参与现货出清电量上。

过去，对于未入市的新能源项目，其申报的短期预测出力和超短期预测出力的10%按照自身申报的量价曲线，参与现货市场出清，而入市项目则全电量参与现货市场。大规模入市后，带补贴或有绿电交易的新能源项目仍有激励以发电量为目标，报下限价-80元/MWh，与未入市时，未参与市场的新能源作为价格接受者出清时情况相同，对现货市场无影响；但对于平价项目，假设其变动成本为0，其入市后理性的首段报价应为0，若市场平价新能源项目较多，则报0的机组增多，有望减少出下限价-80元/MWh的概率。

不畏浮云遮望眼：

新能源入市的内生效应

短期来看，新能源入市必然面临着收入下行的压力，需新能源企业发挥主观能动性，积极应对。

长期来看，新能源入市将推动现货市场的发展，有望产生积极的内生效应，结算电价长期有增长的趋势。内生增长效应是2018年诺贝尔经济学奖得主保罗·罗默所提出的理论，罗默认为，资本投入对于经济的影响并非一定是短期的，只要资本投入能够内生的促进技术、知识的进步，其对于经济增长的贡献就有可能是长期的。同理，集中式、分布式光伏基于当前现货电价的收益测算可能是仅仅是短期的、静态的，长期要考虑新能源装机投资增长导致电价下降，电价下降导致用电负荷转移，进一步结算电价提升的发展趋势。其中的核心关键点在于，用户侧的负荷调整的大小。

从经济学原理上，用电负荷短期缺乏弹性，长期则具有弹性，长期需求曲线弹性的大小，也就是用户侧根据电价调整负荷的幅度，决定了新能源企业的结算电价是否能提升。用户侧的负荷调整一是取决于新能源全面入市带来的电价波动能否通过中长期市场及零售市场向用户侧有效传导；二是山东用电企业电价对成本变化的敏感程度；三是用户侧能否在电价激励下，可调负荷实现转移，短期不可调负荷长期通过管理创新、生产技术创新实现转移。这里忍不住多说一句，电力市场本是零和市场，只有通过技术、制度、知识的创新才可创造增量，释放红利。

图3.1 电力市场短期供需曲线与长期供需曲线

2023年山东发布《关于做好2023年全省电力中长期和零售合同签订工作的通知》，在零售套餐中进一步加入分时价格约束机制，用户可根据实际用电情况选取不同套餐类型，可分为分时价格类、市场费率类、混合类三种。分时价格类采取分月分时段的方式，叠加容量补偿电价的季节划分与时段划分，引导分时价格信号的传递；市场费率类以现货市场价格为基准，乘以调整系数，直接传递现货价格信号。

该项政策对于负荷调整作用已逐步凸显，利用22年、23年1-9月统调负荷数据归一化，计算每时段用电比例，做22、23年同期对比。可发现，2023年2月至5月及2023年9月，凌晨平段用电比例下降，谷段用电比例提升，套餐分时调整作用明显。2023年1月主要受春节、疫情影响，6-8月主要受分布式光伏装机增长，出力影响。今年华北地区光最好的月份并非传统的4-5月份，而是6-8月，通过图3.3可以看出，23年集中式光伏出力的逐月变化与22年截然不同。值得注意的是，想要严谨的分析负荷的同期变化情况，需要剔除分布式光伏装机变化、出力变化的时序特征乃至气象变化特征，由于缺乏分布式光伏对负荷影响的数据，暂不展开分析。

表3.1 山东22年、23年1-9月分时负荷比例同期变化对比

图3.2 山东22年、23年1-9月分时负荷比例同期变化对比

图3.3 山东22年、23年1-9月分时负荷比例同期变化对比

进一步，以23年数据为例，可以分析得到谷段价格随竞价空间的变化情况，平均来看，负荷每提升100万，日前价格提高16.04元/MWh。转化为结算情况，即为用户侧的峰谷转移的效益提升和光伏企业均价的提升。

图3.4 山东2023年10-15点日前竞价空间-价格变化情况

由此可见制度的重要性，制度是经济上层建筑的一种，合理的制度可以反作用于生产力，进一步释放市场力。从技术进步上看，制度创新也是创新的一种，好的制度是引导市场走向有效市场的前提。

山东电力市场有望拉开全国新能源大规模入市的序幕。于短期来看，新能源企业应做好内功，积极应对，提高营销水平；长期应尊重市场，理解市场，顺应发展趋势，掌握市场规律。而对于用电侧，短期用电成本有望降低，但也对中长期市场的交易能力提出了更高的挑战，提出了如何结合自身电力资源禀赋，根据长期价格信号做电力生产效率提升的新课题。“尔曹身与名俱灭，不废江河万古流”，短期内，虽然不同市场、不同组织、不同部门针对市场变化提出的各种声音都有基于自身实际情况的考量，但唯有从渐进式改革中找到长期发展的趋势，方能立于时代的浪潮之上，独占鳌头。