随着各省纷纷出台136号文的落地细则，新能源电站将迎来全电量的市场化交易。
这其中也包含分布式光伏电站，虽然小散凌乱，但新能源电站的身份不能被改变，所以全部上网电量也都要参与到电力市场交易中。
市场交易的方式，本篇我们就来了解一下。
双报与双不报
根据136号文规定，新能源场站可以选择以报量报价的方式参与市场交易，也可以接受市场价格。
其中报量报价的方式还可以再区分出两类，一类是以自身为主体的直接交易，另一类是以代理形式进行的聚合交易。
这个聚合方可以是售电公司或者发电类虚拟电厂，相当于它们把小散的分布式光伏电站上网电量打捆到一起形成一个稍具规模的“集中式”电站后再参与交易。
直接交易方式和真正的集中式电站一致，不过因为分布式光伏容量较小，且参与市场交易所需要的认知成本也不低，所以我觉得能以这么小体量直接参与交易不大现实。
或者当地市场细则也会类似工商业用户入市一样设定一些限制。比如说以接入电压等级以及年发电量等作为门槛，门槛以上允许直接交易，以下只能找代理商聚合交易。
聚合交易方式要求被聚合的分布式光伏资源位于同一个电力市场节点下。
因为发电厂在现货市场中的结算电价是所在物理节点的节点电价，所以同样是发电厂的分布式光伏在现货市场中也应当有自己的节点。
这就需要一个聚合体所聚合的资源要在同一个物理节点内，否则将会对事前申报以及事后结算带来麻烦。
聚合交易代理商相当于把所有光伏资源的发电量聚合到一起参与市场交易，以统一的曲线进行信息申报，并按整体的实际发电量进行结算。
至于代理商和被聚合的光伏资源如何商议收益分配，这就涉及到具体的代理交易协议，我们只在这里分析主体在批发侧市场的交易情况，并不涉及交易结算后的利益分配问题。
所以这种模式有点类似发电侧的零售交易，售电公司是固定价格保底赚风险议价还是透传收入拿走交易服务费就见仁见智了。
接受市场价格方式，严格意义上来说，没有任何的主动交易行为，算是一种被动参与市场的方式。
电力市场和其它市场有很多不同之处，不论是否参与电力市场交易，都要参与电力系统运行，市场出清的结果肯定包含所有接网主体。
之前的保量保价新能源上网电量按照政府批复的价格结算，参与系统运行时，因为电网企业预测偏差而产生的费用由全市场进行疏导。
而现在的结算价格由市场交易决定，可以主动参与报量报价，成为定价机组，也可以被动参与市场，接受市场价格。
当然，136号文除了新能源全量市场化交易之外，还有另一项重要的举措，那就是机制电量的场外差价补偿，但与新能源场站参与市场交易的方式无关，与纳入到补偿范围内的机制电量和机制电价有关。
这里还要区分一下项目的存量和增量属性。
分布式存量和增量项目的机制电量
以2025年6月1日为划分点，之前全容量并网的项目为存量项目，之后为增量项目。
只有被纳入到机制电量里的上网电量，才可以获取到差价补偿费用。136号文要求存量项目机制电量的设定要与当前既有的保障性政策衔接，增量项目的机制电量要通过参与竞价来获取。
大多数地区存量的分布式上网电量被电网以当地燃煤标杆电价全额收购，延续既有政策也就意味着未来的全额上网电量都应被纳入到机制电量中，也就是全部上网电量都可以拿到场外的补偿差价。
但增量项目的机制电量就不太确定，可以肯定的是与存量项目的机制电量比例不在同一水平，所以这些增量场站的上网电量中就会区分出机制电量部分和非机制电量部分。
全部的上网电量都要在实时市场中进行结算，但只有机制电量部分才可以拿到补偿，而非机制电量部分就要通过其它市场内的交易来获取更多的价格。
非机制电量的市场化交易
136号文明确市场初期，机制电量暂不执行其它类型的差价结算。
根据各地的落地细则，就是机制电量不能参与中长期和日前市场，因为从电力市场差价结算的公式来看，发电企业全上网电量在实时市场中以实时节点价格结算，日前市场出清电量以日前节点价格和实时节点价格之差结算，中长期合约电量以合约电价和日前统一结算点价格之差结算(考虑阻塞情况)。
暂时不允许机制电量的其它差价结算方式，也就意味只有非机制电量部分能够拥有中长期和日前差价结算的权利。
所以不论是直接交易还是聚合交易，能够参与到非实时市场中进行交易的就是这部分非机制电量。
交易主体在进行中长期和日前交易时，需要将全上网电量扣除机制电量，剩余的才可以参与到这两个市场中。这样主体申报交易电量时，就要按比例打折扣，这个比例也就是非机制电量的占比。
比如说，一个100兆瓦的光伏电站，其中30%的电量被纳入到机制电量中，那么在每个市场中长期交易窗口以及日前市场竞价时，其可以申报的电量都将以70兆瓦为最高容量。
这一点对于存量的分布式光伏场站来说并不太需要，因为大部分地区存量分布式项目全部上网电量都会进入到机制电量中，也就不存在非机制电量部分。
但对于增量的分布式光伏项目来说就很必要了，非机制电量的占比不低，相当于以一个容量打过折的电厂来参与全市场的交易。
全电量的实时市场交易
不区分存量和增量项目，也不区分机制电量和非机制电量，分布式光伏发电的全部上网电量都要参与到实时市场，按实时市场的出清价格进行结算。
对于报量报价方式参与交易的分布式光伏，量价信息以及短期预测功率的申报在日前市场，在实时市场随时间更新超短期功率预测并进行申报。
虽然日前市场和实时市场都会出清发电计划和节点电价，但只有日前市场才会出清机组组合，实时市场出清时延用日前出清的机组组合。
所以哪怕全电量都是机制电量的存量分布式光伏，只要是报量报价主动参与市场交易，那么就需要在日前市场以全电量的方式来申报量价信息和预测功率。
如果因为报价问题导致在日前机组组合里都没有被出清，那也就意味着没有资格在日前和实时出清的发电计划中有一席之地。
电量不允许发出来，计划为零，倘若要硬发的话，虽然还可以按照实时市场价格结算，但面临的日前实际电量偏差考核或者是双细则考核（发电计划偏差）所产生的费用可能会比结算电费更多。
报量报价参与市场交易的项目，日前申报这一个环节必不可少，就算不参与日前结算，那么也要把相应的信息给到交易和调度机构，告知系统运营商场站在实时市场中的申报交易信息。
而接受市场价格方式参与市场的项目，也就是不报量不报价的项目，全部实际电量按照实时市场价格结算，参与市场的电量预测由电网代劳。
存量项目的结算
小结一下，先说存量，大概率是100%的实际上网电量都被纳入到机制电量中。
报量报价方式参与交易的，在日前市场申报量价信息，参与到实时市场的竞价中。
不报量不报价方式参与交易的，直接接受实时市场价格进行结算。
其实对于存量项目，是否要有个主动竞价的动作我觉得意义不大，我们之前也分析过，新能源场站因为边际发电成本为零，所以就算报价也该是报零价。
那么对于全电量进机制的存量项目来说，不如躺平接受市场价格，没必要折腾聚合事宜，代理交易也不是免费的，何况从结算结果出发，主动与否没有差距。
但是如果考虑场内结算以外的因素，是否主动交易可能会存在一个小区别，事关市场化费用的分摊，这一点我们放到下篇文章再说，那么对于存量项目，不论是否报量报价，最终的场内外结算如图，双报项目多了一个市场内的申报流程：
增量项目的结算
对于增量项目，可能有如下几种情况，最简单的是接受市场价格，那么非机制电量也就不会参与中长期和日前交易，全电量接受实时市场价格。
另外几种情况都是报量报价的方式，但比较复杂，这和当地的规则有关，也和市场主体的意愿有关。
在只有中长期和实时两级结算市场的省份，第一类项目参与中长期市场，可以签约的电量为非机制电量部分，对应的结算方式如图：
第二类项目不参与中长期，报量报价参与到实时市场竞价中，对应的结算方式如图：
第三类项目所在地有日前市场结算，且参与中长期，那么相当于非机制电量的部分要在中长期市场和日前市场都进行交易，对应的结算方式如图：
第四类非机制电量不参与中长期市场，但因为已经是报量报价参与现货市场，所以肯定要参与日前市场，对应的结算方式如图：
对于分布式光伏来说主动参与中长期市场需要较强的中远期预测能力，当然也可以通过月度、月内交易不断调整自己分时段持仓量，尽量在现货市场开闸前完成对持仓曲线的塑型，使其与自身实际发电曲线一致。
在日前市场中，不仅考验场站的短期功率预测能力，也要考验对日前和实时市场价差方向的判断能力，这也决定了一个场站在日前市场内的申报系数，是否可以通过价差的方向来实现套利。
以上是新政落地后，分布式光伏参与市场交易几种方式分析以及对应的申报流程和结算。
其实我们可能把关注点过多地投放在了报量报价主动参与交易的部分，而对于不报量也不报价，也就是接受市场价格的方式讨论过少。
这个所谓的接受市场价格虽然短短6个字，但：
是接受实时市场中分时段的分时价格，还是全月一个加权均价？
是日清模式下的分时段电量结算，还是月清模式下的全月电量统一结算？
日清模式下，分时段发电量如何获取？ 计量条件不具备怎么办？
非报量报价项目是否要承担额外的市场化费用？
这都是需要我们关注的细节之处。
