1、政策背景与目的

• 政策背景：今年年初全国颁布136号文，5月临近新老项目交界点，山东率先发布省级承接方案细则。目前各省对新能源入市政策多在观望，辽宁曾有征求意见稿但未发布，山东因新能源结构规模大、分布式光伏占比高且为现货运行省份，其改革经验或教训对其他省份有重要参考意义。
• 政策目的：136号文旨在推动新能源高质量发展，构建新型电力系统，健全绿色低碳发展机制，实现新能源有序高效发展，更好服务能源转型。通过市场竞争挤掉不合理因素，遵循价格市场形成、责任公平承担、区分存量和增量等原则。

2、新能源入市政策细则

• 结算机制：纳入机制的电价建立差价结算，市场交易均价与基准价的差价按规定结算，结算费用纳入当地系统运行费用。同时完善现货交易价格机制，适度放宽现货市场限价，由各省核定。存量项目电价不高于当地煤电基准价（如山东存量项目给到394），新增量项目考虑年度非水可再生能源消纳权重完成情况和用户能力等因素，执行期限考虑投资回收平均期限。
• 机制电价形成：保障新能源企业平稳过渡和产业持续健康发展，避免政策调整导致市场波动。随着新能源装机技术进步，其有让价能力，建立差价结算机制，研究纳入机制的新能源电价水平、电量规模和执行期限。市场均价测定方式、市场主体超出机制电价部分及补偿发放标准等仍待探讨。
• 交易相关：补贴发放形式影响效果，如电站超出起始电价补贴可能致收益高但初期或现贫富不均与过度竞争，超补贴部分至少不应回收。电量规模不得高于上一年，逐步退坡。执行期限保证合理，考虑投资回报与用户承受能力，现行政策对光热和已开展竞争性配置的海风项目有所保障。
• 保障措施：绿证改革协同，获得绿证收益前提是未拿到保障电量。加强信息披露与价格监控，监控发电主体合理收益防止暴利，建立发电机组成本调查。支持零售侧限价，防止售电公司过多获利。居民农业用电保障性供电市场化采购，调整非入市用户采购办法。煤电电价实施细则明确竞价时间，分布式光伏通过有售电公司资质的代理参与竞价，引导售电公司向综合能源管理模式发展。

3、山东电力市场现状

• 市场特性：山东电力市场为高占比市场，Top 4指标最低在82%以上，可再生能源占比最低达20%以上。2024年下半年电价随煤价下降，日前和实时市场电价明显下降，中长期价格变化不大，政府通过监管依据成本对价格进行限价。
• 成交情况：2025年年度成交比例较2024年下降38%，仅62.08%，火电厂成交比例更低，为控价放弃量。小电源如风电通过提前锁定收益，导致火电厂持仓下降。山东市场量总体大，但年度交易量2024年为890亿，2025年约500亿，月内交易活跃，特别是2024年下半年频次和交易量上升，但价格波动，4 - 5月价格下跌。
• 各电源参与情况：政府授权合约是山东最大市场量供应，占市场约55%，不定价，靠双边和竞价的年度和月度四个价格加权。光伏主动参与市场难赚钱，因山东负电价与光伏发电最大值重合，多采用90%电量按较高价格截掉，10%参与市场。风电通过套利提高价格，不自主参与的风电电价低于主动参与的。火电是市场基石，电价降不到一分钱，但合约电量占比逐月下降。

4、承接方案后的市场变化

• 新能源发展方向：山东提出2025年新能源高水平消纳行动方案，对新能源发展提出“加快发展风电，有序发展光伏”口号。合理保持集中式光伏发展节奏，提高分布式光伏就地消纳水平。推动火电调峰行动，年度完成煤电机组2000万灵活性改造，投储能300万，提升新能源消纳能力。
• 装机与电量规划：全年山东新增新能源及可再生能源装机2000万，省内发电量达6900亿，接纳外电1600亿，用电量预计增长5%达8500亿。实际外电收入今年预计在1650亿以上，2027年或达1750亿左右。年度工作方案提出建成、开工和退出部分煤机，但小煤机可能通过非煤燃料改造延迟存活。
• 市场规则调整：中长期签约比例进一步下浮，发电侧按60% - 110%设置，用电侧售电公司合约上限110，下限根据当月新能源占比考虑。取消政府授权合约机制，降低双边协议交易比例，电网代理购电与地方燃煤电厂参与方式变化，零售套餐封顶并分析改革。目的是增加发电侧竞争，使电价更合理，让利润更多流入用户手中。

5、政策影响与投资展望

• 对存量与增量项目影响：存量项目因历史技术和造价原因，给予相对高价格保障，体现政策延续性。增量项目设置125%申报充足率引入竞争，预计风电成交价格在市场成交中长期电价附近，光伏略低，但幅度不大，企业会基于成本和投资回报形成默契。
• 成本补偿与电价调整：基准电量需分摊发电侧成本补偿，通过市场运行偏差费用或市场费用分摊调整，促使新能源主体主动参与市场。改革方向是新能源适度让价，折价幅度可控，几厘钱到一分钱，根据项目承受能力逐步调整。
• 对中长期长协电价影响：新能源入市及煤价下降使明年长协电价有压力，大火电或通过分月降价控制利润与套利风险，不会一次降到底，精准控制中长期和现货价差。
• 用户侧费用变化：政府授权合约转机制电量后，用户分摊费用降低约2分钱，为机制电价与成交均价补贴及辅助服务成本传导留空间。
• 各电源参与市场策略：老机组机制电量占比与各类电源非市场化电量占比做好衔接，分布式光伏或从百分百保障调整为90%保障，其余10%进市场，可参与中长期保证利益。参与机制电量机组可选择接受低价或通过策略提升电价，面临量价抉择。储能政策调整后，有交易能力电厂或自愿配储博现货高收益，经验不足或躺平。
• 投资计划影响：熟悉电力市场的企业，因降价在可控范围且有利可图，投资节奏不变；小散户因对市场了解少，投资或犹豫，政策出台或使大集团抓住更多机会。

Q&A

Q：山东对存量项目相对保护，给基准电价在政策范围内给到最高上限，对增量项目引入竞价申报充足率要求为125%，是否意味着对存增量项目的竞争通过政策有所放大，且新能源入市电价会有一定降幅，增量项目电价大概降幅是多少？

A：对于存量项目，早年投产的新能源机组技术和转换效率不如现在，造价也高，给予相对高的价格是对过去能源政策的保底，考虑了政策延续性。对于增量项目，设125%的申报充足率，即五个项目有四个能中，挑起了一定竞争，但能源发电端能参与的人相对少，传统能源行业和地方国资委扶持的能源行业是主要玩家，新进入的民营玩家较少。大的能源投资企业为考虑项目投产后的收益，不会把价格压得很低，预计风电成交价格大概在市场成交的中长期电价附近，光伏可能略微低一点，但总体不会低太多，大家会基于成本和未来投资回报形成默契。

Q：政策中发电侧成本补偿，基准电量需分摊这部分成本，基准电量的基准电价差额补贴不能全额拿到，这部分成本怎么算？

A：这部分成本要根据电力交易每月、每季度、每年的市场运行偏差费用或市场费用分摊情况来算，需逐月做数据整理，参考历史数据预计费用增长情况。以山东为例，存量项目价格如风电3949的报价，最后结算为358，光伏结算为345，即使不增加当前部分量，价格也在逐年下降。机制电量参与后，承担的分摊会下降接近两分钱，有了承担发电侧成本的空间。改革方向是让新能源部分让价，无论参与市场还是机制电量都会折价，但折价幅度可控，会采取逐步调整的政策，总体降幅为几厘钱或一分钱，不会断崖式下降，要根据项目承受能力综合考虑电价逐步调整。

Q：2025年山东中长期长协电价签得不错，今年新能源入市政策开启后新能源电价预期下降，加上今年煤价下降，这是否会对明年签长协电价造成压力，如何预期？

A：有压力是肯定的。今年大火电放价，风电参与市场的电厂主动超卖锁定收益、控制风险。到2026年机制电量落地，新能源厂站出于自身利益考虑也会采取类似策略，根据价格决定卖出份额。大火电会考虑有多少市场主体进入卖空范围，适度下调价格以控制做空者过度套利。最可能的办法是分月给价格，在新能源供给大的月份降低年度价格，在新能源供给不足的7、8月份提高价格，通过这种方式更好地控制利润，规避新能源大量入市带来的套利风险。大火电会适度降价，但不一定是全年均价降，会做梯次抵抗，不会一次降到底。

Q：现在执行政府授权合约的这部分补偿电价是由用户侧分摊吗？执行新价格后，用户侧分摊的费用是否会提升？

A：现有的政府授权合约（优发）电量在山东整个市场平衡费用或运行费用中占比最大。去年山东市场运行费用为177亿，优发约占80亿。这些电量的分摊，有的在发电侧，有的在用户侧。当大量转成机制电量后，这部分分摊就没了，经测算大概能给用户带来两分多钱的降价。这为用户承担机制电量机制电价和成交均价产生的补贴留出了空间，也为辅助服务成本向用户传导留出了空间，即市场平衡费用降低，为新一轮改革带来的新费用留出了承接空间。

Q：目前山东省各类新能源（集中式风电、集中式光伏、分布式光伏）的非市场化电量占比大概是什么水平？

A：老项目中，集中式光伏和集中式风电若选择不进市场，保障比例为 90%，至少 2025 年不变；集中式风电有选择 100%进市场通过套利保证收益的。分布式风电要求进市场，保障 90%，剩下 10%在场内接，但山东分布式风电相对少。山东部分分布式光伏项目是 100%保障的，从 2024 年 7 月开始，不再按 0.3949 元的价格保障，而是按照当月集中式光伏成交的电量价格进行保障，大概结算价格在 0.38 元左右。

Q：分布式光伏有了机制电价保障且能 100%保障机制电量后，是否可以不用参与市场，“躺平”获取基准电价？

A：不会。存量分布式光伏项目有可能会被推到市场，可能是保障 90%，按 0.3949 元保障，剩下 10%进市场。因为分布式光伏电价结算比集中式高三分多钱，不允许其太舒服“躺着”。不过其机制电量以外的电量也可参与中长期交易保证利益，在这种方案下收益仍比集中式光伏好。

Q：参与机制电量的机组如何参与市场报价？

A：有两种选择。一是接受低价“躺平”，最后会有市场交易均价和 0.3949 元或竞价机制电价之间的补贴价差。二是不“躺平”，采用策略，如电价为负时适当控制发电出力，通过降低发电量、减少对系统影响、控制发电能力来提高电价，让风电光伏主动参与电网调节提升电价。基数电量只能参与实时，基数电量之外可选择参与实时或日前，参与日前涉及日前和中长期的套利问题，参与市场后运用报价策略可提升项目投资回报。

Q：电厂去现货市场报高价，在集中竞价规则下是否会有丢失部分电量的风险？

A：是有这种风险，这需要做量价抉择。火电现在就有这种报价策略，有时在低价时以量换价。新能源企业参与上网电价改革，就要学会做量价决策，通过量价决策模型指导报价策略制定。

Q：国家层面 136 号文对储能不再做强制要求，全面入市后新能源电厂自发建设储能的意向如何？

A：一方面，强配储能出现很多问题，且储能通过政府扶持已发展到一定规模，下一步要让储能在市场中竞争获利，提高其市场生存能力和对电力系统的贡献。发改委五一前发布的 411 号文，即电力市场辅助服务基本规则，为储能在无租赁费用情况下提供了获利手段。另一方面，新能源厂进入市场后，安装储能将负电价时该弃掉的电存起来，在电价高时卖出可能获得足够回报。如山东若调整现货上下限，储能一充一放有 6 毛钱左右价差就能回本，山东可能做到 7 - 8 毛钱。所以即使不强制配储，新能源厂也有动力主动配置，且辅助服务市场组织形式增多后，储能会与新能源企业达成辅助服务交易，保证储能合理收益，对冲新能源企业在辅助服务市场的义务。

Q：是否可以理解为，136 号文全面入市后，有交易能力、不愿“躺平”的电厂会自愿配储能博现货市场高收益，市场交易经验不丰富的会“躺平”接受市场结算均价，不配置储能以保 93 - 94%的基准收益？

A：是的。若不了解市场，最初选择可能使价格较低，但在电价影响下，他们会想办法提高收益。且辅助服务市场组织形式增多后，储能会与新能源企业达成辅助服务交易，保证储能合理收益，对冲新能源企业在辅助服务市场的义务。

Q：基于目前的征求意见稿，山东各电厂是否存在尚未解决的争议问题？终稿出来后是否会有较大变动？

A：完全不变的可能性不大。征求意见稿里有些地方明显违规，比如限制售电公司公示检查，这种试探性内容最后可能不会写进终稿。电价形成的一些细节可能会修订，但大模样已经出来，不会有太大变化，根据此做新能源投资问题不大。另外，文件中“原则上”六月份出终稿，不要对此抱太大希望。

Q：文件正式出台后，山东地区的发电企业新能源投资计划会按照之前节奏进行，还是会适当谨慎控制投资体量？

A：熟悉现代电力市场的企业会按原节奏投资。因为降价在可控范围内，且是大家有预期的，只要有利可图就会继续投资，而且这些企业对控制新能源入市风险有充分把握。而一些对电力市场了解少的小散户，可能会犹豫，因为人类对未知事物有恐惧性。一定程度上，政策出台不一定能让小主体获得更多机会，反而可能让大集团抓住机会，抗风险能力强、能看准方向且有把握控制项目投产后电力市场运行风险的企业会投资，反之则会相对谨慎。股市调研