电力现货市场改革新政下达，山东新能源迎来全面利好

截至今年9月底，山东省风电装机容量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%，已然属于高占比新能源电力系统。而目前山东新能源参与电力市场模式为可选择主动入市或不入市，按目前上网电量计算，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，集中式又定然列在分布式之前，若2024年集中式新能源全部入市，对山东现货市场又会造成什么冲击？新能源企业收益将受何影响？及长远来看，等到分布式光伏入市，对电力系统的影响如何？ 

新能源全面入市，对中长期市场及现货市场有何影响？

1. 对于中长期市场，将对流动性及成交价格形成冲击。

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，且中长期上限价低于火电燃煤基准价394.9元/MWh。

2. 对于现货市场，将对入市新能源参与现货出清电量产生影响。

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。

新能源企业收益如何变化？

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。

山东省新能源入市/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：

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，即实时电量以日前价格结算。简言之，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。

容量补偿费用据最终规则确定的优先结算收入比例有望提升。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。

新能源入市的内生效应

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。

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。

山东电力市场有望拉开全国新能源大规模入市的序幕。短期来看，新能源企业应做好内功，积极应对；长期策略应尊重市场，理解市场，顺应发展趋势，掌握市场规律。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，如何结合自身电力资源特色，根据长期价格信号提升电力生产效率。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。

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