136号文(4)：新能源的电力市场交易与结算

136号文的发布将全部新能源电量都推进电力市场参与交易，而且是公平地与其它主体同台竞技。

（来源：微信公众号“黄师傅说电”）

所以在相同的市场规则下，发电侧各类主体在市场中的交易行为就直接影响自身可以获取的交易价格。

先不论场外的机制电价补贴收入和一些地方现行的政府授权机制，只看场内市场交易，一个新能源主体在136号文前后参与市场交易的流程和逻辑没有发生太大的变化。

但136号文对电力市场一些规则调整方面的描述确实会让新能源主体相比现在能够更好地参与交易。

在文件第一、二、三条款中，对于中长期市场、现货价格限制、新能源主体参与日前申报的方式甚至是否要参与日前市场等等描述都是对市场规则调整的表述。

（⼀）推动新能源上⽹电量参与市场交易。

新能源项⽬（⻛电、太阳能发电，下同）上⽹电量原则上全部进⼊电⼒市场，上⽹电价通过市场交易形成。新能源项⽬可报量报价参与交易，也可接受市场形成的价格。

参与跨省跨区交易的新能源电量，上⽹电价和交易机制按照跨省跨区送电相关政策执⾏。

（⼆）完善现货市场交易和价格机制。

完善现货市场交易规则，推动新能源公平参与实时市场，加快实现⾃愿参与⽇前市场。

适当放宽现货市场限价，现货市场申报价格上限考虑各地⽬前⼯商业⽤户尖峰电 价⽔平等因素确定，申报价格下限考虑新能源在电⼒市场外可获得的其他收益等因素确定，具体由省级价格主管部⻔商有关部⻔制定并适时调整。

（三）健全中⻓期市场交易和价格机制。

不断完善中⻓期市场交易规则，缩短交易周期，提⾼交易频次，实现周、多⽇、逐⽇开市。

允许供需双⽅结合新能源出⼒特点，合理确定中⻓期合同的量价、曲线等内容，并根据实际灵活调整。

完善绿⾊电⼒交易政策，申报和成交价格应分别明确电能量价格和相应绿⾊ 电⼒证书（以下简称绿证）价格；省内绿⾊电⼒交易中不单独组织集中竞价和滚动撮合交易。

⿎励新能源发电企业与电⼒⽤户签订多年期购电协议，提前管理市场⻛险，形成稳定供求关系。指导电⼒交易机构在合理衔接、⻛险可控的前提下，探索组织开展多年期交易。

在细聊这些调整对于新能源或者其它市场主体意味着什么之前，我们先用一篇文章铺铺底，看看当前一个新能源主体参与市场交易及结算的基本流程。

三个市场

我们会习惯将现在的电能量市场划分为中长期市场、日前市场和实时市场。

在正式运行现货或长周期运行现货的省份中，基本都是这三部分市场，少数没有开展日前市场。

这三类市场，锚定的都是某一段运行时刻，这个运行时刻也叫做交易周期，比如每15分钟，那么每天就有96个交易周期。

从时间轴上看，从中长期市场，到日前市场再到实时市场，越来越临近这个交易周期（运行时刻）。

不过就算是最后的实时现货市场，也并非完全意义上的现货。因为电力商品生产即消费，所以实时市场依然是一个事前市场，也就是市场交易完成，结果已经出清，对应的运行时刻才到来。

实时市场出清的价格相对于实际交易周期，就是事前价格。

不过不论是哪个市场，我们交易的目标都是某个交易周期内的电量。

默认发用两侧在这个周期内的用电功率基本不变，所以各类主体申报的时候往往申报功率值，由系统按平均功率进行处理，换算成电量值。

新能源的市场交易

中长期的电量预测及仓位建设

参与中长期交易就意味着最终会形成自身在某个交易日内的中长期合约曲线，其实就是在这一天每个交易周期内的中长期交易电量。

每个交易周期内都有确定的合约电量和对应价格，只不过这些量价的形成并非是一次性完成交易，而是由多次不同交易窗口，不同交易方式下的中长期合约共同完成的。

而每个合约对于这个交易周期里的电量调整及对应的价格综合到一起，就是在中长期市场关闸，现货市场开闸前这个新能源主体的中长期电量与中长期平均合约电价。

除了火电这种可控的电源外，其它类型的电源包括用户侧的负荷都难说可以随心所欲地控制自己的功率曲线。

但签约中长期合同是为了对冲现货价格风险，这句话其实还有个前提，那就是已经形成了的中长期合约电量能够在实际运行时刻实现交割，能够发出来或者被用掉。

如果发生了偏差的话，偏差的电量会执行现货市场价格。

所以，签约中长期合约后，虽然对冲了现货价格风险，但也会面对电量偏差风险，进而将这部分电量暴露在现货市场中，也就会形成结算费用风险。

如果你的签约电量和实际电量相符，那么从结算的角度看，现货市场结算就不会发生费用。

所以在不考虑套利策略时，能够按照预测的每个时段发电量来建立自己的中长期合约持仓，对于新能源场站来说是非常稳妥且必要的。

对于每个交易周期，运行中的火电能够提供的电量下到其最小运行功率，上到其额定功率，在一定爬坡和运行时间约束下基本实现了可控。

所以理论上说，火电签约的中长期合同，在每个交易周期都可以实现完整的物理交付，而且是自己交付。

但是风光这类新能源，发电功率本就充满不确定，要对未来很长的一段时间进行功率预测，准确率必然也会再下降一些。

这就对其中长期合约的持仓提出了更高的要求，要么是直接针对某个交易时段具体建仓，持续调整；要么是总电量+曲线分解的形式先建仓，然后通过时段交易再逐段调整。

总之，只要是在日前市场开始前的任何中长期交易都可以对某个具体交易周期内的电量进行调整，每次调整也会伴随着进出的量和对应的价格，而全部这些中长期交易的量价一起就构成了某个交易周期最终的中长期电量和均价，有了这两个数据，就可以进入到现货市场开展交易。

日前竞价

进入到竞价日，也就是真正运行周期的前一天，日前市场开启，将会对运行日的每个交易周期电量开展全电量交易。

在日前市场，全部参与主体全电量申报，火电机组报量报价，新能源机和用户看地方政策，有报量不报价和报量报价之分。

对于新能源，不论是否报价都会申报一条功率预测曲线，填一个表格，告诉调度明天的每个交易周期我能发出多少电量。

这里面的申报有点学问，因为可能会涉及到日前和实时市场间的现货套利。总之按照你所申报的电量和电价，根据系统规则会在节假日当天出清日前电量和价格。

因为新能源边际成本为零，所以多数都是优先出清的，但也因为这一点，大发的时段出清价格也有限，不过我们也多出了两个数据，日前出清电量和日前出清电价。

要注意，这个出清电价是新能源场站所在节点的节点电价，如果本次提前出清发了电网阻塞，那么不同的节点可能会有不同的电价，没发生的阻塞的话，大家一个价。

实时市场

再到实时市场，火电和用户延续日前的申报信息不需要再次申报，新能源主体还要滚动申报运行日内即将开始的运行周期内的超短期预测电量作为出清及考核依据。

再次出清实时市场时也有两个数据，实时出清电量和实时出清电价，前者与结算无关，可能有些省份会拿来做一个实时出清和实际上网电量之间的考核。

把运行周期过完，实际上网电量产生了，才可以开展关于新能源在这个交易周期内的电费结算。

结算公式和其它主体一样，中长期合约照付不议，现货市场偏差结算：

结算公式的6个参数，中长期合约的量和价由主体主动交易行为产生；日前出清电量对于新能源来说大部分时间都是其申报电量，这个也算是主动行为；实际发电量看电站运维情况；日前以及实时现货市场价格只能预测不能操控。

全部主体无一例外，最后都将在实时市场出清，这个是强制交割的市场。

新能源主体因为出力的不确定，所以在中长期市场的选择上可以有所放宽。

不签约中长期合约的新能源场站，结算的时候就成了两段式，相当于上述结算公式的中长期合约量价置零。

政府授权合约

在2024年4月，国家发布《全额保障性收购可再生能源电量监管办法》取消电网企业的全额收购，将一些事项的决定权交给地方政府。

于是有些地区出台了本省对于新能源的政府授权合约，以政府出面干预的方式为新能源主体指定差价合约的交易对手方。

而这些合约的电量就成为了保障性电量，只要你场站发的出来，就可以按照差价合约来结算。

有些地区直接规定利用小时数，相当于给予了基数电量，剩余的发电量执行现货市场价格。

也有地区规定比例，即实际发电量的一定比例按照差价合约结算，其余的电量也是执行现货市场价格。

不同于中长期合约，这部分保障性的电量结算不再进行各交易周期内的电量分解，而是统一用整体的授权合约电量充当结算的“中长期电量”，价格也是如此。

套用到三段式的公式里，相当于第一段照付不议的部分是按月度结算，其余两段的偏差电量结算还是按照每个交易周期单独结算然后总费用求和。

而政府授权合约的交易对手方就是居民农业用户以及部分工商业用户，这部分电量纳入优先发电中，与其它优先发电电源进行量价排名，先匹配给居民农业电量，如有剩余可以匹配给电网代理的工商业用户，或者向全部工商业用户分摊。

也就是说这部分政府授权合约的对手方是电网公司（代表居民农业用户）以及工商业用户。

但要注意，一个场站的整体电量结算后，其中保障性那部分和剩余的部分本质上会有非市场化以及市场化之间的区别，那么在市场中的发生权责就不一样，分摊的费用项目也会有所不同。

小结

上述解释基于当前的市场交易规则，在现行的政策下，新能源可以全量参与市场交易或者执行当地政府发布的一些保障性收购合约。

而全量参与市场交易也要区分是否参与了中长期交易。

本篇旨在帮助一些读者朋友先了解在136号文场外机制电价差价结算外，目前在场内的新能源电量是如何参与交易以及如何结算的。以及如果参与了政府授权差价合约，结算方式会有哪些不同。

我们锚定这6参数的场内结算公式并以此为出发点，之后会详细探究下136号发布后一些有关于这部分新能源参与市场交易的条款。

不论是中长期，还是日前和实时现货市场，都有一些描述旨在提高新能源参与市场交易的主动性。