聚合电力交易：准备不易 难度不低

选择接受市场价格的分布式光伏只有全部上网电量按照实时市场价格结算这一个场内结算项。

具体是如何结算的我们通过上文接受市场价格：量价双不报的分布式光伏如何结算进行了专项分析。要视计量条件而定，终局都将是分时段计量电量的日清月结。

大部分地区的存量分布式项目因为全部电量都在机制范围内，所以没有额外的电量去参与到其它市场中。

增量项目因为要参与机制电价竞价，导致不论是机制电量比例，还是机制电价高低都不及存量项目。这类项目的非机制电量必然要在中长期市场和日前市场中进行交易操作，以获取高于接受市场价格的收益。

不敢妄议交易策略，但本文会从规则角度来分析一下非机制电量部分在这两个市场内的交易逻辑，供大家参考。

聚合准备

首先要明确一下交易方式，分布式光伏以自身为主体去参与市场交易不现实，所以选择的还是聚合交易。

聚合的资源为一个现货市场物理节点下的全额上网分布式光伏，比如那些集中于农村的户用光伏资产。

这样对于聚合商来说，相当于聚沙成塔式地组织起来一个大规模的“集中式”电站，各个资源的发电量凑到一起成为这个大型电厂的交易电量。

而此刻的聚合商就类似工商业用户的售电公司一样，代理这些小散的资源去市场中卖电。

当然，这些增量项目在7号文的新要求下需要具备“四可”，虽说四可面向的是电网公司的需要，但作为聚合商同样也需要这些能力。

因为不论是参与交易申报时对发电功率的预测，还是执行发电计划时对光伏电站出力的控制，都要在既有的组件和逆变器等一次设备之外增加信息系统设备和管控平台。

试想，都不清楚所聚合的每个资源的实际运行情况，那这个交易能做好么？要么是完全靠蒙，要么是躺平接受实时市场价格的结果，那还聚合干啥。

所以聚合交易除了一些代理协议外，还需要一些物理条件的准备，包含了实时监控能力，以及功率预测能力，这些是物理基础，我们再看看具体的交易逻辑。

日前市场交易

当地交易规则没有日前市场结算的可以忽略此小节。

其它日前市场组织结算的省份，全部主体全电量在日前市场内申报，聚合商也一样，要在日前市场内申报所代理的全部电站的量价信息。

这个量价曲线和火电申报的量价信息要求一致，但不论是理论上的边际成本申报，还是实际上的同类长期博弈，光伏可能就是一段式报地板价。

这样就会成为价格序列中的优先出清电量，如果说全电量出清，那么大概率是可以蹭到别的定价机组的申报价格，搭个便车。

如果说是部分电量出清，那么就是同类出力太猛而负荷太弱，导致需要市场性地“弃光”。

不同于火电机组，光伏还需要申报自己的预测功率曲线，因为量价信息只是告诉系统运行商当电站在某个出力时，申报价格是多少，低于这个价格就不要让我发电，否则的话再考虑我。

但是作为一个时有时没的电源，某个时段最大能被调度多少电量还是要每天申报的。因为火电是可控机组，只要知道前序时段运行状态以及机组申报的功率和爬坡率上下限等信息，就可以知道每个时段的允许调用范围。

所以作为聚合商，除了量价信息外，还要申报运行日全天的96点短期功率预测曲线，作为参与日前市场出清的依据。

而这条自行申报的曲线，可以带有一些套利的策略，这要考验的是聚合商对于日前价格和实时价格的判断，毕竟根据现货市场的结算公式来看，实际出力、日前和实时节点电价都不是完全可控或者可以精准预测的，唯有这个日前出清电量（也就是申报电量）尚算可控。

如果判断价差为正，也就是日前价格大于实时价格，那么就可以"适当"在日前市场多申报一点发电量，具体多报多少，也要看考核的要求。

具体的决策流程大致如下：

首先是通过功率预测系统来预测一下次日全部聚合资源的96点出力曲线，这个是基准值，相当于96个格子，每个格子代表了这个时段里的发电功率。

然后判断市场价格的价差方向，比如说日前市场价格高，那么决策就是要在日前市场多报，用一个大于1的申报系数a，来乘以每个格子里的预测功率，形成最后的上报曲线。

这个a就是申报的决策变量，取值不能过高，太高就要触发实际上网电量和日前出清电量的偏差考核。

一般当地规则会对这个偏差范围有一定的要求，即实际发电量和日前出清量差值的绝对值相比于实际发电量要在一个范围里，比如说20%。

也就是相较于日前出清的计划值，多发的电量或者欠发的电量与实际值之比不能超过20%。把这个表达式换算一下，就变成了日前出清电量与实际电量之间的比值要位于80%~120%之间。

还要引入一个数值就是功率预测系统的偏差率，一个预测系统毕竟是预测，长时间的运行虽然会通过算法不断修正预测模型，但难免会存在一些预测偏差。

定期整理系统的预测偏差率，并将其纳入到交易策略中，是一种化不确定性为确定性的方式。

假设系统长期预测偏差率为实际电量除以预测电量的比值，这个比值可大于1，也可以小于1，而且可以随着不同气候条件单独统计，并不是每次申报都采用一个数值。

假设某次申报时，这个系数选用1.1，也就是运行日的气象条件下该预测系统统计得出的预测偏差系数，相当于预测量低。

日前电量和实际电量的比值要在考核范围内，而日前电量是申报系数a和预测电量的乘积，预测电量与实际电量的比值又是长期预测偏差率的倒数。

这样综合下来，日前与实际电量的比值约束就转换成了申报系数的约束，即申报系数介于0.88和1.32之间。

最后根据日前和实时价格价差方向的判断，如果日前价格高，那么多报，系数最高取1.32可以避免考核还可以兼顾预测偏差。

可见，想要做好日前的交易，获取更多的收益，就要做好对于价格方向和发电出力的双重预测。

个人觉得，作为一个真正的集中式电站，偏差的概率依然存在，众多小散的项目聚在一起的偏差电量，虽说单体的偏差方向不一致可能有此消彼长的对冲，但倘若多数聚合资源偏差方向一致，那可能一次决策全月白玩，风险相比于大型集中式场站来说还是要高出不少的。

而且，日前和实时的价差方向预判也比较难做，所以日前的交易非常考验预测的能力。

中长期市场交易

对于光伏电站，电量大发的时段现货是低价，这已经是个共识了。

所以中长期合约对光伏来说是真真正正的“压舱石”，所以光伏想在中长期市场中签到满意的电量和价格就比较困难。

首先是中长期的电量预测，到底要在离现货更远的市场里签约多少电量，谁都说不准。

签多了那就要在后续的交易窗口里不断调整，可能会出现跨期的倒挂，即相对低价卖出，后又高价买回，签少了又怕之后的窗口期内价格更低，卖不上价。

而且，如果当地交易规则是将全部的交易窗口都让新能源和火电同台竞技的话，因为发电特性的原因可能使得光伏的电量无人愿意买。

能够完全契合光伏出力曲线的负荷也几乎不存在，不同的季节，不同的天气情况，就算发电曲线形状一样，但是总电量也不一样，这也是为何136号文要鼓励多开中长期交易窗口，缩短交易频率，允许双边交易主体灵活调整已签约合约的曲线，这都是在为新能源主体能够签约中长期合约提供条件。

有些地区会单独或者优先组织绿电的中长期交易，甚至可以把光伏单拉出来，出力时间内的时段单独组织挂牌。

新疆各中长期交易窗口优先进行绿电交易

当然，这也需要一个大前提，那就是当地新能源整体电量的占比已经相当高了，在目前用户侧要求高比例签约中长期合约的要求下，只向火电签约可能无法完成考核，就一定要和新能源签约一定的电量，否则无法完成中长期合约指标。

中长期市场虽然有不少窗口，也有多种交易方式，但整体上看，除非当地有特殊规则为新能源或者光伏开单独开市，否则光伏的中长期合约多数要靠双边协商，或者是单独时段类型的集中竞价以及带曲线的摘挂牌，最后通过高频的日滚动撮合根据更临近的功率预测来调整持仓。

难度不小，需要投入的精力也不少，但是效果并不一定会好。

其它要点

刚才的讨论集中在全额上网的分布式光伏项目。

对于“余量上网”的分布式光伏，增量项目就不要过于考虑自己上网电量的收益了。

7号文已经提出要让分布式光伏回归就地属性，政策在限制余量上网电量，且不再是固定价格收购，这样的条件下，高比例上网电量的项目没有意义。

何况要做好交易就要做好预测，余量上网项目的交易电量预测不仅仅是发电量预测的问题，还有用户的用电量预测。

另外聚合后参与中长期市场和日前市场的电量不能包含机制电量部分，已得知中标机制电量比例，用(1-机制电量的比例)×额定容量来作为市场申报电量的最高限值。

这个限值在中长期市场中会形成净合约电量和总合约电量的交易约束，同时也是能够参与到日前市场出清的功率上限。

不过就算不能全电量参与到日前市场，聚合商还是要按照全电量在日前市场进行申报，那么这个申报信息就有两个用途。

一方面全电量的信息会参与到日前的机组组合出清并延用到实时市场参与竞价和出清，另一方面全电量按照非机制电量的比例参与到日前市场的竞价和出清。

小结

增量项目面中的非机制电量部分可以在中长期市场和日前市场内进行交易，当然绿电的中长期交易也是可以的，这样还可以获取到环境权益价值的收益，这部分机制电量是拿不到的。

但在参与这两个市场的过程中，对于聚合交易的分布式光伏都有一定的难度。

日前市场需要较强的预测能力，而且主要盈利点在于日前和实时之间的套利，收益并不一定能配得上这个交易难度，有些地区为防止过度的套利可能还会有日前实时偏差之外的考核项，比如曲线合理度，实际发电出力偏差等。

中长期市场需要较强的关系能力或者政策倾斜来签约较为合适的量价合同，纯市场双边行为非常困难。

可见在两个可以主动有些交易行为的市场中，光伏依然步履维艰。

一些都可以归结于发电曲线的集中性问题，在现货市场对不上较高的价格，在中长期市场对不上负荷。

但好价格对不上可以调整曲线，好负荷找不到也可以制造负荷。