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全文摘要

本次会议由中国中信建投举办，着重探讨了电力市场改革和现货市场建设的最新进展，特别是以山东省为例的成功实践。会议介绍了山东电力市场现货市场的成熟运作以及其带来的电价稳定效果，强调了集中式新能源的市场化选择和煤电价格联动的重要性。此外，讨论涵盖了分布式光伏市场化参与的现状和挑战，以及风电和光伏在现货市场中的表现。会议还特别提到了未来电力市场交易比重提升对发电和储能行业的影响。专家们重点关注了集中式新能源在现货市场中的交易策略，包括电量分配、价格结算方式以及参与中长期和现货交易的必要条件。讨论还涉及了新能源面临的挑战，如如何保证收益率、增加储能设施使用等。会议认为，未来电力市场化的推进将受到政府意愿、供需关系以及政策调整等多个因素的影响，而新能源在电力市场中的占比和选择将直接影响市场的稳定性和发展。最后，会议展望了新一轮市场化电价机制的讨论，特别是差价合约机制对稳定新能源项目收益率的潜力，强调了电价机制改革的重要性和复杂性。

（来源：微信公众号“湾区财经港”作者：湾区小作者）

问答回顾

请问王总，山东电力现货市场目前的状态如何？

答：目前山东电力现货市场已基本成熟，并于上个月转入正式运行阶段。新的规则引入了结算参考点，用于稳定市场价格，同时规定了集中式新能源可以选择自主入市或不入市，以及不同情况下不同的结算比例。

从试运行到正式运行的过程中，山东电力市场发生了哪些关键变化？

答：最主要的变化在于引入了结算参考点机制，旨在减少电价波动。这一变革的原因在于之前没有参考点时，节点电价间的差异较大，而新机制引入后电价波动性相对降低。

当前山东风电、光伏等新能源在年度交易、月度交易及现货市场上的参与比例大约是多少？

答：新能源主要集中在集中式方面，其参与比例取决于新能源企业的自主选择。例如，可以决定完全不参与市场或仅按照一定比例（如10%）进行现货结算，剩余电量则按标杆电价结算。

按照现有的电力市场结构，光伏电站是否仅有一小部分电量参与现货结算？随着电力改革进程的发展，是否有预测认为将会有更多光伏电量参与到现货市场中来？

答：是的，目前山东等地区的光伏电站大约只有10%的电量按市场价结算，其余电量则采用标杆定价。预计到2025年前后，可能会有更多的光伏电站（约80%）进入现货市场，而如今普遍情况是90%采用标杆定价，10%参与市场结算。

伏项目在进入现货市场后的电价表现如何？是否所有进入市场内的电量都会自动进入现货市场和中长期市场？

答：在当前情况下，如果光伏项目进入现货市场，其价格会更低；但如果未进入市场，则仍能确保有较稳定的电价保障。是的，一旦项目选择进入市场，无论是光伏发电还是风电项目，所有电量都将自动纳入现货市场与中长期市场进行结算，并且二者之间可以无缝衔接。

目前哪些省份已开始实行长周期或正式运行的现货市场，而哪些还在短周期试运行阶段？

答：目前山西、广东、山东三个省份已转正并实施正式运行的长周期现货市场。此外，还有甘肃、浙江、福建等省份处于常量周期试运行阶段，并且四川也在这一阶段尝试。其他省份则大多处在短周期试运行状态，但具备条件转向长周期结算。

甘肃对新能源发电企业在中长期合约中参与现货市场的比例有何规定？新能源发电企业为何会出现较高的现货市场份额？

答：甘肃强制性要求新能源发电企业在中长期合约中的比例必须保持在7%-70%，高于此范围将对其收益进行回收，表明该省对新能源发电企业参与现货市场的积极性较高。这取决于企业和政府政策因素，部分新能源发电企业可能发现现货市场价格优于中长期合同约定价格，同时避免了因市场需求波动带来的调峰辅助服务分摊等问题，从而选择更高的参与程度。

面对光伏分类电价持续降低、利用小时减少的情况，如何保障能源转型及光伏项目的收益率？

答：解决方式主要包括增加储能设备、实施时段转移（如夜间将白天多余的电能储存起来供晚间使用）以及寻求自我消耗电量的机会。此外，通过提高运营效率和成本控制也可以提高收益率。

在山东，新能源发电企业是否有固定选择参与市场化交易的方式？

答：在山东，新能源发电企业可以选择不参与市场化交易，仅取10%电量进入现货市场；也可以选择签订中长期合同后剩余电量进入现货市场。不过从公开数据来看，大部分新能源发电企业倾向不参与市场化交易，尤其是光伏类企业。

对于当前电力市场来说，现货比例较低（例如10%）是否意味着其推进意义不大或对市场的影响有限？

答：并不是如此，由于当前正处于起步阶段，强制性现货比例仅为10%，这是市场逐步推进的一部分。随着市场发展和改革深入，未来的市场形态将更为完善，预计会在一定时期内逐步提升至50%左右，并非没有影响力。

火电（如山东火电）在现货市场中的比例与其他电源（如新能源）有何不同？

答：火电受限于中长期合同的强制要求，其80%-110%范围内的电量需签订中长期合同，而超出这个范围的边际波动则参与到现货市场中。具体来说，火电先与电力公司签订年度长协或中长期合同，约定部分电量，并根据市场需求剩余电量参与现货交易，确保市场的平稳过渡。

云南、四川等水电大省如何建设他们的现货市场？

答：目前云南、四川等地采取了较为灵活的方式，将火电与清洁能源（风电、光伏）分开运营，各自设定独立市场。对于水电而言，大部分电量通过中长期合同确定，一小部分根据现货价格结算。同时，政府还在尝试计算投资回报率并给予补贴，保障投资者的利益，尽管最终是否会实行统一大市场还需看相关政策制定。

新能源的成本分摊情况在不同省份是如何体现的？

答：各省份之间的成本分摊标准差异较大，受经济发达程度、用电需求以及新能源与火电的比例等多种因素影响。例如，广东、福建等南方省份可能分摊比例较低（约2%-3%），而河南、河北等地可能高达10%-15%以上。

差价合约机制对新能源项目收益率稳定性的影响如何看待？

答：对于差价合约机制，认为山东现行的现货结算模式更为合理，而蒙西市场采用的不同结算方式有待改进。同时指出，政府在制定相关政策时会兼顾各方利益，并非一味压缩某一行业收益，因此在当前背景下，用户侧电价总体上呈现出下降趋势，但长远来看，未来电价走势还需结合煤炭价格变动、供需平衡等多种因素综合判断。

投稿与新闻线索：陈女士微信/手机：13693626116 邮箱：chenchen#bjxmail.com（请将#改成@）

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