界面新闻记者 | 戴晶晶

“算是鞋子落地了，大家一直在等政策。”

12月20日，一位光伏电站开发企业的内部人员对界面新闻表示。

12月19日，山东省人民政府印发《关于健全完善新能源消纳体系机制促进能源高质量发展的若干措施》(下称《措施》)，要求深化电力市场化改革，稳步推动新能源入市。完善电力现货市场建设，分类、逐步提高新能源市场化交易比例。

其中，2025-2026年，新增风电项目(含分散式风电)可自主选择全电量或30%发电量参与电力市场，新增光伏发电项目(含分布式光伏)可自主选择全电量或15%发电量参与电力市场，实施过程中根据国家政策要求变化优化调整；2030年起，新增风电、光伏发电项目实现全面入市。

山东因此成为全国首个明确新能源入市时间线和短期内入市比例的省份，在国家统一政策出台前，率先敲定了本省新能源入市节奏。

为支持新能源发展，此前电网企业负责全额收购其电网覆盖范围内新能源上网电量。随着近两年新能源迅猛增长，发电量占比快速攀升，“保量保价”收购愈发困难，新能源随行就市成为必然趋势。

电力现货市场、中长期市场和辅助服务市场为电力市场的基本功能模块。按时间划分，将日以上的交易称为电力中长期交易，将日前及日以内的交易称为电力现货交易。 

2023年10月，国家发改委、能源局印发《关于进一步加快电力现货市场建设工作的通知》，提出加快放开各类电源参与电力现货市场，按照2030年新能源全面参与市场交易的时间节点，现货试点地区结合实际制定分步实施方案。

今年10月15日，中国省间电力现货市场转入正式运行。此前，山西省、广东省、山东省和甘肃省的省内电力现货市场已先后转正。

业界对于新能源入市的节奏一直存在分歧。

支持尽快推动新能源全面入市的一方认为，电网在新能源消纳红线下承受压力，需让新能源承担主体能源对应的责任；另一方则认为，发电企业在进入市场后将直面电价波动、收益下降的风险，希望在配套政策还未完善的情况下放缓入市速度。

中国电力企业联合会(下称中电联)曾指出，在新能源高占比的地区，新能源参与电力市场后的价格普遍走低，加之辅助服务分摊、系统偏差考核等因素，新能源在市场中面临价格震荡、曲线波动、偏差考核、政策影响等多重风险。

近期各有关部门及协会发布的文件，已透露出要将新能源全面入市的时间节点提前。

11月29日，在国家能源局的统筹组织下，中电联联合多家单位共同发布《全国统一电力市场发展规划蓝皮书》要求，2025年前，新能源市场化消纳占比超50%，2029年前，新能源全面入市，全国绝大多数省份电力现货市场正式运行，2029年前后，南方区域电力市场正式运行。

山东是新能源装机大省，也是中国光伏第一大省，尤其是分布式光伏占比高。11月，山东能源局公布数据显示，山东新能源和可再生能源装机占总装机容量的46.9%、煤电占46.88%、储能占2.63%、天然气占0.57%。

山东省也是国家首批八个电力现货市场建设试点省份之一，其电力现货市场于今年6月转入正式运行。高比例新能源装机带来了难以预测的出力曲线，以及现货市场高波动的电价，给新能源电站运营收益带来风险。

在此前两年多的结算试运行中，负电价是山东电力现货市场的“常客”。负电价意味着发电企业不仅不能靠卖电挣钱，还需要支付一定的费用给电网或用电方，以将电力卖出。

多位业内人士对界面新闻表示，山东省的新能源消纳文件已经起草了一段时间，业内普遍对此已有预期，且光伏15%的入市比例并不算高。

但山东省的新能源入市模式和政策并未就此固定，将依据后续国家规定执行。

12月17日，山东省能源局发布《关于做好2025年全省电力市场交易有关工作的通知》要求，分类、有序推动新能源场站参与市场，2025年新增风电、光伏发电量参与现货市场比例按国家、省有关政策执行；2024年底前已经完成竞争性配置、列入省级年度建设计划的风电和集中式光伏发电项目，以及并网投产的分布式光伏项目暂按现行规定执行，后期国家另有规定的按国家规定执行。

界面新闻获悉，国家层面的新能源入市政策正在制定过程中，有望在不久后面世。

前文提及的光伏电站开发企业的内部人员直言，希望国家政策能尽快明确。“不然很多项目都不敢开发。”他说。