1H24 全国电力市场化持续推进，山东转入正式结算运行

    山东电力现货市场于2021 年12 月启动长周期不间断结算试运行，在连续运行30 余月后，于2024 年6 月17 日转入正式运行，成为继去年末山西、广东之后第三个实现电力现货市场“转正”的省份。国家发改委于今年5月发布《电力市场运行基本规则》，今年以来浙江、福建、河北、安徽、河南、陕西等地电力市场建设提速，以下我们对山东电力市场1H24 进行回顾。

    　　1H24 山东现货电价有效传导煤价下跌，中长期价格相对平稳我们对山东电力市场现货电价的变化趋势和影响因素进行分析。与去年不同，今年以来煤价对电价影响加大。当前山东电力现货市场以直调公用火电厂为竞价主体、新能源电厂少量自愿参与，故火电厂的成本加成报价仍是影响交易电价的首要因素。与去年类似，电力需求增长对电价影响仍然显著，如6 月电力需求同比大增6.7%（环比加速1.9pct），日前电价同比跌幅收窄3.5pct 至- 8.1%。新能源渗透率对日前平均电价影响尚不显著，但明显加深电价鸭子曲线特征。

    　　尽管现货电价大幅波动，中长期电价同比表现相对稳定（中长期占市场全部结算量九成+），跌幅在0.5~5%之间，体现长协煤更稳定的表现。

    　　鸭子曲线加深影响光伏现货电价，或通过中长协等方式以稳定整体水平2022 年初国家《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》中就已提出“到2030 年新能源全面参与市场交易”，今年以来市场对新能源（包括集中式和分布式）入市问题愈发关注。新能源（尤其是光伏）渗透率的提升带来现货电价鸭子曲线加深问题。以2023 年5 月为例，山东电力市场日前电价算数平均352 元/兆瓦时，风光渗透率12%，按出力曲线加权平均光伏、风电电价分别228、370 元/兆瓦时，分别较算术平均折让35%、溢价5%；而2024 年5 月，山东电力市场日前电价算术平均311 元/兆瓦时，风光渗透率16%，光伏、风电曲线加权平均电价分别135、336 元/兆瓦时，较算术平均折让56%、溢价8%。可见光伏高同步率的出力特征使其在电力现货市场中电价更吃亏，需更高比例通过中长协（5 月中长协电价364 元/兆瓦时）等方式稳定价格预期，而风电受损较小，甚至可能受益于现货电价。

    　　稳定峰谷价差支撑储能盈利模式、负电价小时数增加或影响火电启停决策，1H24 山东电力日前峰谷价差月均319~545 元/兆瓦时，与去年同期（302~569 元/兆瓦时）相当，加配20%/4hr 的储能可将光伏现货电价从今年的135 元/兆瓦时修复至去年的228 元/兆瓦时，减轻鸭子曲线影响。

    　　新能源渗透率提升带来负电价出现次数1H24 显著增加至546 次，同比增长38%；单次负电价事件持续时长亦从5 小时提高至6 小时。当前山东负电价地板价设定为- 80 元/兆瓦时，我们估算火电热态启停成本包括维持并网状态成本230 元/兆瓦时和启动成本167 元/兆瓦时（启停成本高于低负荷运转成本）。若负电价水平进一步下探，或机组启停有额外激励机制，火电机组或更有动力通过极热态或者热态启停的方式更灵活调节出力。

    　　平衡成本上升影响用户侧电价，1H24 山东工商业用户侧代理购电价格同比逆势上涨1~9%，我们推测主要系市场偏差费用、辅助服务费用等向用户传导的电力平衡成本上升。按代理购电价格与中长期电价之差近似，我们估算电力市场平衡成本同比接近翻倍（至30~40 元/兆瓦时）。但终端分时电价机制2024 年调整后，相较2023 年得以更加趋近于发电侧的峰谷特征。

    　　风险提示：电力需求不及预期风险，煤价大幅波动风险。