“尖峰”时刻！山东新能源入市的“绝佳机会”来了？ 世界速看料
发布时间：2023-06-27 09:29:06
来源：能见
2023年起，山东新能源主动入市“落子无悔”已成共识。 行至5月，山东主动入市新能源场站数量突破17家，而自6月起，主动阵营扩充至28家！ 伺机而动也好，隔岸观火也罢，夏至已来7月将近，还没入市的你，考虑清楚了吗？
(资料图片仅供参考)
（2023年山东入市新能源场站数量统计）
对于新能源企业来说，依照规则，主动入市作为顶层决策，今年不再具有浅尝辄止、牛刀小试的投机意味。波动之下量化经营，逐利之余权衡风险，难免困心衡虑。山东市场如此设计的初衷万万不是重赏之下征召勇夫，而是引导与鞭策并举的权宜良计。新能源今年是否入市、何时入市到底该如何考量？且看本篇之浅见。
方法上，为衡量两种结算模式的差距并支持决策，首先必须量化出差异分析模型。主动模式相较于被动模式在电费结算上的差异主要集中在以下三个方面：
1. 电能量电费结算方面，持有分解优先合约还是主动签订市场化合约，对电能量电费的结算有着本质差异和决定性影响；
2. 对于山东现行容量补偿机制，新能源场站的等效容量的核算仅采用市场化电量进行，而因为被动场站的优先电量事后分解的计划性质，只有10%的现货电量为市场化电量；
3. 按照山东偏差费用处理机制，现货市场补偿费用按发电机组优先电量占比进行分摊，主动模式场站因为没有优先电量而不参与相关费用的分摊。
(2022年1月至2023年5月，被动场站容量补偿费用折算均价&现货补偿分摊费用折算均价统计)
历史结算数据的统计：2022年1月至2023年5月，被动场站容量补偿费用折算均价及现货补偿分摊费用折算均价总体稳定，因此可以暂下结论：考虑容量补偿及偏差费用分摊机制方面，主动模式场站相较于被动模式场站，综合结算均价上具有约50元/MWh的先天优势。
(2022年1月至2023年3月，山东披露各项均价统计)
但依据山东披露均价，稳定的先天优势显然不足以发挥决定性作用，主动场站和被动场站在结算表现上的差异，其根本一定落在电能量费用结算上。而两种模式的结算差异无论多么复杂，其本质仅在于进入全电量现货市场结算之前，优先电量/市场化合约是如何定义相应部分的结算量价的。也就是说，忽视实质上的结算顺序，为优先电量赋予合约的属性，两种“差价合约”的结算偏差明确如下：
山东新能源场站采用主动模式参与市场，相较于同期被动模式，电能量结算均价差距设为ΔP电能量。其中，可将“Qt合约*(Pt合约-Pt日前)”视为市场化合约交易的增量收益；同理，将“-Qt优先*(Pt优先*-Pt日前)”视为放弃优先电费的机会成本。最终，电能量费用差距再结合前文所述的稳定提升，则下文分析的关键指标可聚焦为：
ΔP=ΔP电能量+50（元/MWh）
首先明确，本文无意分析相同场站在不同周期，或同一周期内不同场站的横向对标，而是模拟场站在平行时空之下，两种结算模式下收益差距。需考虑两个关键问题：
1. 被动模式优先合约的结算，在优先电量占比及标杆电价上均为常数，不以人为操作所转移；而对于主动模式下的中长期合约，其电量、电价、时段、曲线均无定数，要量化分析可谓众口难调,不能一言蔽之；
2. 由于最终结果需要落到结算均价上，所以场站上网电量作为模型中的重要参数，选取任一场站都难以保证其发电出力特性具有代表性、普适性。
为避免预设中长期合约量价与各方实际策略的偏差，差价合约收益预设为零，即此模型假设不进行任何市场化合约。同时以各节点现货电价相同为前提，按照现货披露信息将山东省新能源（风电/光伏分开）看作整体，采用全省实际出力合计进行分析，即输出结果最终简化。
2021年12月至2023年6月，以月为周期，风电、光伏机组ΔP分别统计如下：
（2021年12月至2023年6月，风电ΔP逐月统计）
（2021年12月至2023年6月，光伏ΔP逐月统计）
由此可见，对于风电来说，不同月份下采用不同模式各有优劣或者差距不大，尚需权衡；但对于光伏电站，主动入市总体来看几乎体现不出优势，这主要是由于电站出力和现货电价在契合程度上的差距。本文后续将不再分析光伏电站的入市可行性。
(风储联合出力、现货电价、增量收益关系图）
以风电为例，自2021年12月起，考虑逐月电量差异，滚动观察偏差电费累计，不难发现，为在连续周期内主动入市并完成超额收益的正向积累，被动持有优先合约在控制风险的同时并不一定保障收益最大化，而主动进行市场化交易的时机，需要在把握住优势月份的同时，尽量回避不利月份。
（2022年12月至2023年6月，偏差费用逐月累计）
回到2023年山东新能源面对的现实问题：12个入市决策点中，哪些节点较为合适？以获取到全年实际数据的2022年风电结果为例，套用2023年规则，自各月起入市至12月的累计ΔP如下所示：
（自i月起至入市12月累计ΔP，i为起始月份）
结果不言而喻，无论从优势月份附近（5月至8月）起手入市，快速积累超额收益，并在后续的不利月份控制亏损总体获利，还是避过不利月份，直至最关键的终结月份（12月）终于入市直接获利，都有在年终手握对标优势的机会。当然，历史哪怕再有借鉴意义，也无法定义将来。
以上分析模型仅在于充分明确思路框架，并未明确一些随机性因素能够造成的影响范围。主动入市带来的增量收益，势必与场站出力特性（参考风光差异）以及现货电价（参考逐月波动）息息相关，事前决策需要适当考虑相应的波动形势。同时，本次模型并未评估中长期合约的收益情况，而在以上一些所谓的不利月份，很有机会凭借在中长期市场合理操作逆势增收。具体的理论、方式与行情预期，后续可作着重分享。
综上所述：
1. 对于光伏电站来说，目前来说不必主动入市；
2. 未入市风电场7月起可以尝试入市交易；
3. 已入市风电场均有机会通过合约收益满足增收预期；
4. 以上结论基本成立的前提是，规则机制及市场运行不出现颠覆性波动。
最后，期待我们的山东电力市场能在后续进程中稳步推进，一呼百应，灵活设置，开拓创新！
主笔 | 张烨
数据分析 | 葛懿
江一平、王睿婷
编辑排版 | 吴双
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