2023年起，山東新能源主動入市“落子無悔”已成共識。 行至5月，山東主動入市新能源場站數(shù)量突破17家，而自6月起，主動陣營擴充至28家！ 伺機而動也好，隔岸觀火也罷，夏至已來7月將近，還沒入市的你，考慮清楚了嗎？

(資料圖片僅供參考)

（2023年山東入市新能源場站數(shù)量統(tǒng)計）

對于新能源企業(yè)來說，依照規(guī)則，主動入市作為頂層決策，今年不再具有淺嘗輒止、牛刀小試的投機意味。波動之下量化經(jīng)營，逐利之余權(quán)衡風(fēng)險，難免困心衡慮。山東市場如此設(shè)計的初衷萬萬不是重賞之下征召勇夫，而是引導(dǎo)與鞭策并舉的權(quán)宜良計。新能源今年是否入市、何時入市到底該如何考量？且看本篇之淺見。

方法上，為衡量兩種結(jié)算模式的差距并支持決策，首先必須量化出差異分析模型。主動模式相較于被動模式在電費結(jié)算上的差異主要集中在以下三個方面：

1. 電能量電費結(jié)算方面，持有分解優(yōu)先合約還是主動簽訂市場化合約，對電能量電費的結(jié)算有著本質(zhì)差異和決定性影響；

2. 對于山東現(xiàn)行容量補償機制，新能源場站的等效容量的核算僅采用市場化電量進行，而因為被動場站的優(yōu)先電量事后分解的計劃性質(zhì)，只有10%的現(xiàn)貨電量為市場化電量；

3. 按照山東偏差費用處理機制，現(xiàn)貨市場補償費用按發(fā)電機組優(yōu)先電量占比進行分?jǐn)?，主動模式場站因為沒有優(yōu)先電量而不參與相關(guān)費用的分?jǐn)偂?/p>

(2022年1月至2023年5月，被動場站容量補償費用折算均價&現(xiàn)貨補償分?jǐn)傎M用折算均價統(tǒng)計)

歷史結(jié)算數(shù)據(jù)的統(tǒng)計：2022年1月至2023年5月，被動場站容量補償費用折算均價及現(xiàn)貨補償分?jǐn)傎M用折算均價總體穩(wěn)定，因此可以暫下結(jié)論：考慮容量補償及偏差費用分?jǐn)倷C制方面，主動模式場站相較于被動模式場站，綜合結(jié)算均價上具有約50元/MWh的先天優(yōu)勢。

(2022年1月至2023年3月，山東披露各項均價統(tǒng)計)

但依據(jù)山東披露均價，穩(wěn)定的先天優(yōu)勢顯然不足以發(fā)揮決定性作用，主動場站和被動場站在結(jié)算表現(xiàn)上的差異，其根本一定落在電能量費用結(jié)算上。而兩種模式的結(jié)算差異無論多么復(fù)雜，其本質(zhì)僅在于進入全電量現(xiàn)貨市場結(jié)算之前，優(yōu)先電量/市場化合約是如何定義相應(yīng)部分的結(jié)算量價的。也就是說，忽視實質(zhì)上的結(jié)算順序，為優(yōu)先電量賦予合約的屬性，兩種“差價合約”的結(jié)算偏差明確如下：

山東新能源場站采用主動模式參與市場，相較于同期被動模式，電能量結(jié)算均價差距設(shè)為ΔP電能量。其中，可將“Qt合約*(Pt合約-Pt日前)”視為市場化合約交易的增量收益；同理，將“-Qt優(yōu)先*(Pt優(yōu)先*-Pt日前)”視為放棄優(yōu)先電費的機會成本。最終，電能量費用差距再結(jié)合前文所述的穩(wěn)定提升，則下文分析的關(guān)鍵指標(biāo)可聚焦為：

ΔP=ΔP電能量+50（元/MWh）

首先明確，本文無意分析相同場站在不同周期，或同一周期內(nèi)不同場站的橫向?qū)?biāo)，而是模擬場站在平行時空之下，兩種結(jié)算模式下收益差距。需考慮兩個關(guān)鍵問題：

1. 被動模式優(yōu)先合約的結(jié)算，在優(yōu)先電量占比及標(biāo)桿電價上均為常數(shù)，不以人為操作所轉(zhuǎn)移；而對于主動模式下的中長期合約，其電量、電價、時段、曲線均無定數(shù)，要量化分析可謂眾口難調(diào),不能一言蔽之；

2. 由于最終結(jié)果需要落到結(jié)算均價上，所以場站上網(wǎng)電量作為模型中的重要參數(shù)，選取任一場站都難以保證其發(fā)電出力特性具有代表性、普適性。

為避免預(yù)設(shè)中長期合約量價與各方實際策略的偏差，差價合約收益預(yù)設(shè)為零，即此模型假設(shè)不進行任何市場化合約。同時以各節(jié)點現(xiàn)貨電價相同為前提，按照現(xiàn)貨披露信息將山東省新能源（風(fēng)電/光伏分開）看作整體，采用全省實際出力合計進行分析，即輸出結(jié)果最終簡化。

2021年12月至2023年6月，以月為周期，風(fēng)電、光伏機組ΔP分別統(tǒng)計如下：

（2021年12月至2023年6月，風(fēng)電ΔP逐月統(tǒng)計）

（2021年12月至2023年6月，光伏ΔP逐月統(tǒng)計）

由此可見，對于風(fēng)電來說，不同月份下采用不同模式各有優(yōu)劣或者差距不大，尚需權(quán)衡；但對于光伏電站，主動入市總體來看幾乎體現(xiàn)不出優(yōu)勢，這主要是由于電站出力和現(xiàn)貨電價在契合程度上的差距。本文后續(xù)將不再分析光伏電站的入市可行性。

(風(fēng)儲聯(lián)合出力、現(xiàn)貨電價、增量收益關(guān)系圖）

以風(fēng)電為例，自2021年12月起，考慮逐月電量差異，滾動觀察偏差電費累計，不難發(fā)現(xiàn)，為在連續(xù)周期內(nèi)主動入市并完成超額收益的正向積累，被動持有優(yōu)先合約在控制風(fēng)險的同時并不一定保障收益最大化，而主動進行市場化交易的時機，需要在把握住優(yōu)勢月份的同時，盡量回避不利月份。

（2022年12月至2023年6月，偏差費用逐月累計）

回到2023年山東新能源面對的現(xiàn)實問題：12個入市決策點中，哪些節(jié)點較為合適？以獲取到全年實際數(shù)據(jù)的2022年風(fēng)電結(jié)果為例，套用2023年規(guī)則，自各月起入市至12月的累計ΔP如下所示：

（自i月起至入市12月累計ΔP，i為起始月份）

結(jié)果不言而喻，無論從優(yōu)勢月份附近（5月至8月）起手入市，快速積累超額收益，并在后續(xù)的不利月份控制虧損總體獲利，還是避過不利月份，直至最關(guān)鍵的終結(jié)月份（12月）終于入市直接獲利，都有在年終手握對標(biāo)優(yōu)勢的機會。當(dāng)然，歷史哪怕再有借鑒意義，也無法定義將來。

以上分析模型僅在于充分明確思路框架，并未明確一些隨機性因素能夠造成的影響范圍。主動入市帶來的增量收益，勢必與場站出力特性（參考風(fēng)光差異）以及現(xiàn)貨電價（參考逐月波動）息息相關(guān)，事前決策需要適當(dāng)考慮相應(yīng)的波動形勢。同時，本次模型并未評估中長期合約的收益情況，而在以上一些所謂的不利月份，很有機會憑借在中長期市場合理操作逆勢增收。具體的理論、方式與行情預(yù)期，后續(xù)可作著重分享。

綜上所述：

1. 對于光伏電站來說，目前來說不必主動入市；

2. 未入市風(fēng)電場7月起可以嘗試入市交易；

3. 已入市風(fēng)電場均有機會通過合約收益滿足增收預(yù)期；

4. 以上結(jié)論基本成立的前提是，規(guī)則機制及市場運行不出現(xiàn)顛覆性波動。

最后，期待我們的山東電力市場能在后續(xù)進程中穩(wěn)步推進，一呼百應(yīng)，靈活設(shè)置，開拓創(chuàng)新！

主筆 | 張燁

數(shù)據(jù)分析 | 葛懿

江一平、王睿婷

編輯排版 | 吳雙

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