136号文(3)：场内场外的集中竞价

136号文引入的机制电价结算是文件发布后大家议论最多的地方。

简单理解就是通过某种方式确定机制电价以及每个新能源场站可以获得的机制电量。

机制电量不大于实际上网电量，全部上网电量纳入市场交易。

（来源：微信公众号“黄师傅说电”）

结算时分场内和场外结算，场内结算规则同其它发电机组，中长期、日前和实时市场遵循照付不议，偏差结算的方式。

场内结算呈现出上网电量，结算市场化电费和结算均价，注意这个结算均价是前二者的反算，是结果的体现，因为在不同交易周期内的价格是不同的。而且这个归属于某个新能源主体自身的交易均价是可以主动作为去争取的。

场外结算依照差价方式，差价以机制电价为基准，减去同类型电站在当期电力现货实时市场中可获取的交易均价。

这个市场交易均价相当于每个同类项目自身实时市场交易均价的加权均价，因为某个主体的结算电量占比并不能构成市场力，所以这个全市场的交易均价受某个具体的主体影响有限。

最终场内外合在一起的结算就是：

实际上网电量 × 交易均价 + 机制电量 × （机制电价 - 市场同类项目实时交易均价）。

括号里的数值可正可负，也就是机制电费多退少补，对应在用户侧系统运行费里也会以损益的方式存在，而并不一定就像容量电费那样只分摊不分享。

而具体机制电价和机制电量的确定也要分存量和增量项目，电量和每个省的非水可再生能源消纳权重有关，存量的机制电价延续地方现有的一些政府授权差价合约，而增量项目的机制电价却要靠集中竞价来形成。

可见，增量的新能源企业在场内要在中长期和现货市场中进行集中竞价，还要在场外还要就机制电价进行集中竞价。虽然形式一样，但因为竞争标的不同所以报价的参考和长期博弈的结果也会各异，借着这个话题，延续我们在电力系统经济学原理共学中的讨论，聊聊两种集中竞价。

场内集中竞价：边际

场内集中竞价遵循的是全社会福利最大化，而社会福利等于净消费者剩余和企业生产利润之和。

我们在共学中习得，一个竞争充分，没有参与主体可以行使市场力的市场中，供给方唯有按照自身的边际成本报价，才可以获取理论上的最大利润。

从报价机组的角度上看，因为全市场统一出清系统边际价格SMP，所以由边际机组的报价来定市场价格。

可是谁是边际机组是不确定的，如果某机组想要以高于自身的边际成本报价以获取更大的利润，那么就要确保自己能够在出清的范围呢。

也就是最好自己就是那个边际机组，否则就算自己被纳入出清范围，那实际上和按照自身边际成本报价的效果是一致的，那为何还要承担因为高报价而产生的为出清风险。

一个竞争充分的市场，没有觅价者，全是受价者，谁敢确信自己就是边际机组。

所以最终大家的局面就是按照边际成本报价，有幸成为边际机组的报价成为大家获得的市场价格，比之低的那些机组就可以获取更多的利润。

也有的报价方式不采用统一系统边际价格，而是PAB按报价定价的方式。

出清的规则还是一致，市场的边际机组报价为市场出清价格，只不过这种PAB的方式并不是大家都执行这个价格，而是不高于这个价格的报价被纳入出清的范围，但执行的价格是自身的报价。

假设这种情况下的报价还是边际成本报价，那显然每个企业能获取的收入只能覆盖自己的变动成本，没有额外的盈余。

看似这种方式让消费者支付变少了，不过市场追求的是总福利的最大化，而不是净消费者剩余的最大化。

而且，这种方式下机组也不可能维持边际成本报价，如果我在出清范围里，我报多少就按多少结算，那么只要我报的价格不超过最终的出清价格点，那么我报的数值越临近也就意味着我的利润也将越大。

所有主体都会想到这一点，所以所有主体都会预测市场价格，然后再其基础上降低一些作为自己的报价。

可是预测会有偏差，不同主体对于价格的预测也会有不同，结果就可能有些本身边际成本就低的机组因为预测偏差和报价的问题没有被市场出清，取而代之的是一些成本稍高的机组。

那么结果就没有达到社会福利最大化，因为在用户侧不报价只报量的前提下，发电成本最小化相当于社会福利最大化，而成本更小的机组却没有在出清范围里。

长期下来，PAB方式下的各类机组最终也会达成一种博弈均衡，情况就和采用SMP方式一样，所以这也是为何大多数电力的集中竞价市场都采用SMP的方式。

新能源的场内集中竞价：地板

既然从数学公式和博弈关系两方面推导出，在充分市场中，机组的最佳策略还是边际成本报价，那么也就意味着新能源机组的每个交易周期的报价都该报零价，因为边际成本为零。

暂不考虑补贴以及绿证等场外因素的影响，不论是报量不保价，还是报量报价，长期博弈的结果都是报地板价。

这也是为何新能源入市之后相比于过去的固定价格收购，其市场形成价格一定会下降，因为不像火电机组那样可以随时控制自己在某个交易周期内的上网电量。

新能源的生产曲线只能靠预测，调整的话也只能调减，同一市场区域内的电站出力比较趋同，所以在新能源大发的时候，全部新能源电站都成为了边际机组，而在出力不足，火电机组成为边际机组时，新能源虽然可以搭便车，但电量有限。

这样在现货市场中，价格预期是低的，那么就要在中长期市场中去锁定一定电量的价格。

相比来说，风电的情况就好于光伏，因为在一天当中，光伏的出力较为集中，而风电可能24小时都有。

中长期合约的签订是要带分解曲线的，光伏的曲线目前难以达成交易，中长期的各类交易窗口有限也让以其它曲线签约的光伏项目调整各时段电量能力有限。

那么对于光伏来说，入市就意味着中长期的难以签约（曲线问题）以及现货市场可预计的低价。

场外的机制电价竞价：预期

存量新能源项目的机制电价延续现有政策，增量项目的机制电价要竞价竞量。

各省根据国家规定的非水可再生能源年消纳权责，每年规划好能够纳入差价结算机制的电量总和。

想要参与机制的新能源主体报量报价，以集中竞价的方式统一出清。

那么这又涉及到报量和报价了，既然想要参与机制，那么必然希望自身全部电量都纳入机制中，所以报量的话会参考预测的自身年发电量。

而报价这里就又可以博弈了，场内报价的长期博弈结果是按照边际成本报价，因为还有非可再生能源主体也在市场力，是可以搭便车的。

而场外这个机制电价的竞价，没有其它类型主体，而且也不能按照边际成本报价的逻辑。

因为大家竞争的是一个预期，这个预期就是机制电价是多少才符合我对于项目的预期回报。

以入市之后最难的光伏为例，按照现在的情况，中长期电量签不到，日前申报又面临着预测电量偏差考核的风险，实时现货中价格又非常限，基本上全部光伏主体都是市场的受价者。

一个规避所有风险，不采取任何主动交易措施的光伏，最终形成的市场交易价格就是在最后的市场，也就是实时现货市场对应各发电时段的现货价格。

全部市场主体面对的是同样的实时现货价格（暂不考虑电网阻塞而发生的节点电价），而实时现货市场的交易均价正是136号文机制电价中作为减数的那个：

补偿差价 = 机制电价 - 实时现货市场交易均价

以每月30天，每天96个交易周期来看，共计2880个时段，也就对应2880个现货实时价格。

某个新能源场站在这2880个时段的发电量分布和全部同类型新能源场站在这些时段的电量分布是不同的，用自身的电量分布可以求得自身的交易均价，用全部同类型电站的电量分布求得就是市场平均交易均价，也是上述差价公式的减数部分。

虽然个体的均价会在整体的均价上下浮动，但不会差太多，暂不考虑一些配储的充放电动作或者电池板角度调整等对上网电量的影响，一个省内电力市场同类型的新能源电站，各时段内出力占比整体上网电量不会相差很多。

也就是说差价结算的减数可以视为所有新能源场站完全躺平，不签中长期，不参与日前，顺风顺光自然发电，被动接受实时市场价格时可以获取的平均价格。

如果某个这样的场站全部电量都纳入到机制电价范围中，最终结算的收入正好就是上网电量×机制电价，也就符合新能源主体所期望的回报电价。

竞争从投资开始

竞价上限虽然由地方政府确定，但在每个新能源主体内心中的最后出清的那个机制电价，就要和单个项目的初始投资以及预期回报息息相关。

增量项目的竞争从投资这块就开启，接入、配储、消纳等不再受限，因为电量能不能发出来，能不能送出去完全依靠市场，那么势必整体的建造成本会逐渐降低，路条费首当其冲。

不同增量项目的投资水平也就决定了项目的生死，从头开始的竞争也会逐渐拉低机制电价的上限，领跑者率先垂范，后来者改进跟随。

每年出清的机制电价逐渐下降也是必然，但这个竞价过程将会充满博弈的味道。