136号文在各地落地后，分布式光伏参与市场交易的方式。要么是找代理商聚合，以量价双报的形式参与交易，要么是量价双不报，接受市场价格。
如果选择了报量报价，那么全电量要参与到实时市场的竞价中。其中非机制电量根据各地细则要求，可以参与中长期和日前市场。
细究这个接受市场价格的方式，还需要进一步思考一些问题，例如在上文中最后我们罗列的几个：
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？
是日清月结模式下的分时段电量结算还是月清月结模式下的全月电量统一结算？
日清模式下，分时段发电量又如何获取？
非报量报价电量是否要承担额外的市场化费用？
今天的文章我们就来探讨下这个话题。
日清下的分时据实结算
这是我认为“接受市场价格”模式下最该有的结算方式。
首先是日清分，代表分布式光伏上网电量要按照每个现货交易时段的实际上网电量来结算。
对应每个时段的结算价格就是该分布式项目所在物理节点上的节点电价。
而据实结算的意思是各时段的上网电量依靠电能表计量获得，这就需要电网能够给这些小散的分布式电源准备好计量条件。
电表是已经具备的，想要向这个终端设备索取任意时刻的电量值都是没问题的，那么就要看采集器的采集频率。
以前的分布式项目因为是月清，也就是每个月清算一次，所以只需要把采集周期定到月就可以。为了让采集数据有一定的冗余度或者在月采集异常时能有相关数据进行拟合，那么把采集周期设定为日，一个月采集30次也不占什么资源。
不过要实现现货交易周期级别的结算，就需要采集周期细致到与交易周期同等水平，比如15分钟。
既然要求全部新能源电量都进入市场参与交易，而且不论是否是机制电量，都要参与实时市场，那么匹配实时市场交易周期的计量条件还是要具备的。
但面对如此多小散的采集单位，电网的采集系统升级也需要时间，这样分时段据实结算和日清月结方式就可能无法同时满足。
日清下的分时拟合结算
还是日清分模式，但因短期内计量条件无法满足现货结算需要，所以可以采用拟合电量的形式。
计量系统虽然暂时无法提供每个交易周期内的上网电量，但像过去一样提供每个月的总上网电量还是没问题的。
而且每个交易周期内实际的上网电量之和理应和全月的上网电量一致，倘若存在偏差多是因为计量小数点进位不同步所致。
但还是要以月度总电量为准，偏差电量按照系统全体调平电量另行处理。
而在拟合模式下，全月总发电量是有的，如何把这些电量分配到每个交易周期就需要一个分解曲线。
这种方式蒙西的交易规则一直在用，对于电网代理购电用户和参与市场交易的低压工商业用户，如果不具备现货分时计量，那么全月发行电量按照电网发布的拟合分解曲线进行分解，得出各时段拟合电量，作为结算依据。
同时在本次136号文落地细则的补充文件中，蒙西也提出将全年时间划分成两大段，分别建立分布式光伏发电典型曲线库，并结合拟合曲线以及实际情况对一些计量条件尚未达到现货计量要求的项目进行拟合计量。
为提升分布式电源用户现货交易曲线数据拟合精度， 构建特征曲线库，分别以4月16日至10月14日和10月15 日至次年4月15日为周期，对近两年用户数据进行聚类分析，形成典型时段的发电特征曲线模板库。建立上网电量计量曲线拟合机制，对采集数据质量未达标的用户，采用动态算法结合特征曲线库实现上网电量计量曲线数据拟合。
所以这就是过渡期可能的一种方式，相当于用软件的方法来获取分时上网电量，当然与实际的情况肯定会存在一定的偏差。
而且，采用这种方式结算的项目，分时电量的时段分布占比是一致的，如果是同一节点下的项目，接受同样的分时段节点电价，那么不管每个项目上网电量是多少，现货实时市场的度电收益必然是同一个数。
不论是据实分时计量还是根据典型曲线拟合，相同省区内的光伏项目，发电曲线形状还是类似的，也就是说单个项目现货市场实时交易加权均价和同类项目的实时市场交易加权均价相差不会太大。
这样对于存量项目，全电量纳入机制补偿，收益和过去相比差距也不会太大。
除此之外，还有一种可能的但也是最偷懒的方式，那就是直接月清月结。
月清下的据实结算
月清分下就不存在分时段电量的统计了，只需要一个全月的实际上网电量就好，这也算是据实结算，只不过颗粒度有点粗。
但一个电量值也只能对应一个价格值，这个值很有可能和机制电量差价结算中的那个减数一样，就是同类项目实时市场的加权均价。
例如山东在今年初发布的《关于进一步明确2025年新增新能源项目参与电力市场相关事项的通知》中明确：
参与电力市场结算的上网电量暂以自然月为周期，执行当月同类型集中式新能源实时市场加权平均电价，条件成熟后根据项目上网电量曲线执行实时市场价格；
而如果采用了这种方式，那么全部接受市场价格的分布式项目，不管是否在同一个节点下，接受的市场价格都是一致的。
而且套用在存量项目中，全部上网电量都在机制电量范围内，而且机制电价为当地燃煤标杆电价。
那么场内的结算费用和场外的补偿费用之和，刚好就是全部上网电量×燃煤基准价，和过去一模一样。
不报量不报价电量的市场身份
以上三种是有关接受市场价格的三种模式，这一点也可以作为各地落地细则的观察点，看看每个地区选用的是那种处理机制。
不过我认为随着市场的发展以及计量系统的不断升级，最终都会采用第一种形式，即日清月结，且与其它现货市场主体具备相同的计量和结算标准。
但在此之外，还有一个点值得注意。
地方具体政策中是否会将不报量不报价项目的上网电量当成之前的“非市场化上网电量”来对待。
因为在分摊一些市场化费用时，市场化电量身份和非市场化电量身份的权责是不同的。
倘若因为新能源电量全部市场化身份的转换使得市场内能够参与到相关费用分摊的电量变少，那么当地政策制定部门也有可能把不报量不报价的新能源上网电量当做分摊的对象。
这一点也有待观察。
小结
接受市场价格的三种具体形式，供大家参考。对于计量和结算的细节也是我在学习各地交易规则方面时的一个子项，理解日清月结不也仅仅在了解时间这一个维度上。
结合两篇文章的分析，对于存量分布式我觉得该趟就躺，而对于增量项目要考虑好是否能够接受当期的机制电价，以及非机制电量部分的市场交易该如何开展。
接下来的两篇，我们先来探讨下聚合后的分布式上网电量在中长期和日前市场中的一些交易逻辑和现实困难。
之后再结合抽象出的问题，看看不同的配储位置对于分布式光伏电的市场化交易会带来哪些改变。
