山西新能源电力现货交易增量不增利—电力市场改革系列专题一
在电力市场化交易中，依据合约时间跨度可以将交易类型分为：中长期交易、现货交易，其中现货交易包含：日前交易与实时交易。我国已分2批共14个省开展电力现货市场交易，其中山西省为新能源参与现货市场的优秀践行省份，其现货试运营连续结算满一年以上。
报告以山西某光伏电站为例（注：该电站数据仅为分析特定市场化交易数据参考使用，不代表电力市场整体水平），分析了新能源企业参与电力市场的相关情况。研究发现，案例电站收入主要来自基数电量电费、中长期交易电量电费与现货交易电量电费。
基数电量：电量占比55.8%，收入占电费净收入81%。基数电量仍是山西新能源企业交易的主要电量，该类交易执行山西燃煤发电基准价332元/MWh结算，是企业收入的主要来源。
中长期交易电量：电量占比15.6%，收入占电费净收入19%。案例电站主要以“双方协商”的方式按月与客户签订中长期合同，该类交易是公司的第二财源，未来完全市场化后中长期交易将占80%，是市场的“压舱石”。
现货市场交易电量：电量占比28.6%，整体略微亏损，呈现“增量不增利”的特点。新能源电量虽在现货市场得到有效消纳，但企业在该市场盈利能力较弱。预计山西的新能源电站将会对储能建设更加积极，通过能量的时空平移对冲电力现货市场风险，同时交易机构可能会对新能源交易电量出现一定电价保护政策，以维持新能源行业的健康发展。
投资应对策略：针对银行在投资山西新能源企业时，对其财务模型应考虑现货市场亏损的可能，并提前预留好安全垫。在投资其他省份新能源企业时，应充分调研当地新能源占比、新能源消纳、参与现货交易的量与价等情况，综合分析现货市场对新能源企业的影响。
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