“等了大半年，这颗心终于落地了。”山东某分布式光伏电站开发企业负责人周俊近日告诉第一财经记者，随着山东省日前新政的披露，公司终于敢放心制定接下来的开发策略和规划。

周俊说的新政指的是山东省政府日前印发的《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》”），其中最吸引他注意的是，该文件提出要分类、逐步提高新能源市场化交易比例，稳步推动新能源入市。

具体内容为：2025年到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。

据此，山东成为全国首个明确新能源入市时间以及短期入市比例的省份，给行业和市场吃下一颗定心丸。

山东省是中国光伏第一大省，分布式光伏占比尤其高。今年10月，山东省新能源和可再生能源装机规模突破1亿千瓦，占总装机比重46.9%，首次超过煤电成为第一大电源。同时，山东也是国内首批八个电力现货市场建设试点省份之一，今年6月山东电力现货市场转入正式运行。由于新能源高比例入市加剧现货市场电价波动，负电价成为山东电力现货市场近年来结算试运行中的“常客”，意味着发电企业每发一度电需要向购电方支付费用，以卖出电力。

“其实在山东，（现货交易）对光伏企业而言还没有产生较大冲击。”北京协合运维风电技术有限公司董事长陆一川表示，由于先前有“90%优先发电量，10%电量入市”的电量和电价保障政策兜底，光伏发电企业几乎没有真正参与市场。但他认为，这种情况不会持久持续下去，“因为给新能源‘补贴的钱’来自于终端用户或其他市场参与者，如果与现货市场交割价格产生差异，高出现货价格的部分一定是占了谁的便宜。所以我们要建设电力市场，根据真实供需情况，给予清晰的价格信号指引。”

随着山东省内新能源迅猛发展，发电量快速攀升，电网消纳容量告急，传统保障性兜底政策愈发困难，新能源入市成为必然趋势。

早在今年6月，周俊就曾告诉第一财经记者，上游资方已暂停了对其分布式项目的投资，原因是市场传言，新能源参与电力市场交易时间点（2030年）或将提前，且山东等分布式占比高的地区要推动全电量参与市场交易。“市场化交易价格波动大，这样原本按照脱硫煤电价算的项目，收益就不稳定了。”周俊担心道，“存量项目以后怎么算收益，后半年又该怎么规划新项目的开发节奏，太难了。”

在业内人士看来，山东此次《措施》的出台给到行业和市场稳定且连续的政策预期，将有利于项目开发的风险评估和收益测算，且新增光伏发电项目15%的入市比例并不算高，也给到相关企业一定的收益保障。周俊称，当前光伏在山东电力现货市场的交易价格很难与脱硫煤标杆电价对标，若新增项目15%的发电量参与市场化交易，另85%仍由电网按脱硫煤电价收购，公司可以接受。

“新型电力系统中各类主体‘权责利’要对等，光伏行业未来要接受投资收益率下滑的现实，这属于正常价值回归。”一名虚拟电厂负责人告诉第一财经记者，相较于风电30%的入市比例，山东省此次对于光伏15%发电量参与市场交易的要求，已经算有特殊考虑，“由于光伏发电时间难以适配需求方用电时间曲线，其进入电力市场交易后受到的影响将较风电更大，且收益相较更低。”

（应采访对象要求，文中周俊为化名）