136号文(10)：实时市场 最后的市场

继续我们对136号文的学习，在讨论完有关新能源主体在中长期以及日前市场的相关事宜后，我们来到电力现货最后的市场，实时市场。

实时市场主要发生在运行日，当然运行日开始的头几个交易周期的实时市场出清可能要推到前一日末。

（来源：微信公众号“黄师傅说电”）

因为实时市场实际也是一个事前的市场，其市场出清价格发生在实际运行之前，多则小时级别，少则15分钟级别。

实时市场的出清相较于日前市场，相同点在于依然沿用各主体在日前市场申报的信息，新能源主体可继续申报运行日的超短期功率预测曲线，来替换之前申报的曲线。

不同点在于调度出清实时市场根据预测的全社会负荷用电量，而日前市场出清依据的用户侧电量包含了直接交易用户以及售电公司申报的日前电量，这里多少会有策略成分在，并不是完全的预测用电量。

还有一点就是在日前市场已经完成了对运行日开机机组组合的确定，需要通过市场出清的仅仅是机组在开机时段的出力情况。

但因为负荷需求以及新能源出力可能在临近运行时刻的预测值会更加精准，有可能偏离之前的预测曲线产生预测偏差。再加之一些非计划性事件的发生就可能导致日前市场和实时市场之间的价格偏差，进而会产生套利的机会，当然这也会伴随着亏损的风险。

上面的论述仅在一般情况层面，各地具体的规则有异。有了这些认知后，我们就可以看看136号文中有关实时市场的描述，以及在这个市场中新能源主体又可以有哪些作为。

被动接受的实时市场

前述文章我们已知，新能源主体可以自主选择是否参与中长期市场，未来也将推进自愿选择是否参与日前市场，但这个实时市场是不能被选择的，因为它是最后的市场，是强制性参与的市场。

不参与实时市场，也就意味着主体的退出，不再参与整个电力系统的运行。

既然是务必要参与的市场，那么就要接受实时市场出清的价格，而且结算时采用的电量并非是实时市场出清的电量，而是各主体实际发生的电量。

我们延续以实时市场为基准的差价结算式，实时市场全电量以实时价格结算，日前和中长期市场均以后置市场为基准进行差价结算。（忽略电网阻塞，各节点电价=统一结算点电价）

一个竞争充分的电力市场，通过集中竞价的方式出清市场价格，那么理论上全部主体都是市场的受价者，不会存在觅价者。

而对于新能源以及用户侧主体来说，在实时市场结算的全电量，自身难以准确预测，更难以控制，所以从量和价两方面就展示出实时市场的被动属性，没有一个结算因素是完全自主的。

我们来看136号文中有关场外价格结算机制的描述，第六条中“市场交易均价原则上按照⽉度发电侧实时市场同类项⽬加权平均价格确定”。

每个交易周期内都会出清实时电价，每个交易周期所对应的运行时刻过完后也会发行每个主体的实际电量。

同类主体的量价对放在一起求取加权均价就是这个所谓的平均价格。

我们暂时忽略因为电网阻塞而发生的节点电价情况，那么全系统每个交易周期会出清唯一的实际价格，相当于说虽然每个主体在这个交易周期内的实际电量可能有所不同，但每度电量所对应的实际价格却是一致的。

那么最终的月度实时市场交易均价其实就取决于全部同类主体在每个交易周期内的电量分布。

如果说大家共享同一的地区的天气情况，那么在设备运转都良好的状态下，可以说同类场站的实际发电量在每个交易周期内的分布应该比较同步，差异不会很大。

也就是说单拎出来某个场站的月度实时市场交易均价，和全部同类型主体所形成的月度实时市场交易均价差距不会太大。

那么政策选择以这个价格作为价格结算机制的减数也就意味着，这是全部市场主体不主动参与中长期交易，不参与日前市场，能发尽发后可以获取的市场平均收益。

纳入到差价结算的机制电量部分先获取这个实时市场的均价收益，然后再通过机制电价与这个均价的差额进行补偿，最终的效果就是机制电量与机制电价的乘积，算是一份相对稳定的收入。

实时市场能折腾点啥

那么面对一个量和价格都要被动接受的实时市场，作为新能源主体能做点啥改变下现状么？

选择节点位置影响电价

首先一点就是我们之前讨论所有市场时都在默认电网不发生阻塞，也就是全部市场节点均是一个价格出清，没有区别。

但真实的电力市场往往会因为电网发生阻塞而会在不同的节点位置产生不同的价格。

如果长期来看，一个新能源场站所位于的节点在全年内总会有相对较高的节点电价，那么这个节点上的新能源场站就能够获取到更多的收益。

所以投资选择节点位置也很重要，但这并不意味着目前市场结果所呈现出的高价节点位置就是首选，因为你能看到的节点价格信息别的投资者也会看到。

而且除了主体可以看到，市场组织者电网企业也会看到，输变电项目的投资其实某种程度上也是在降低整体电力市场的阻塞情况，降低互联节点之间的价格差，这样多方博弈下来的结果也就会使得某个高节点电价不再那么高价。

所以这虽然是投资主体需要考虑的点，但实际很难操控，你也很难准确认识到未来哪个节点有可能成为高电价节点以及当前的高电价节点状态还能持续多久。

不过从我国大部分现货省份结果看，阻塞发生的情况并不算多，所以前述文章讨论结算公式时都自动忽略了节点价格，选用发用两侧统一的结算点价格出清价格，避免一些过于繁琐的解释。

这是关于价格方面可以琢磨的一些事。

调整发电曲线影响电量

其次我们还可以琢磨下关于电量分布的事儿，既然大家所面对的分时出清电价是一致的，而且同类场站实际上网电量在各时段的分布也是趋同的，那么如果某个个体可以调整自己的发电曲线，能够在一些其他人无法发出电力的时段自己可以有发电量，是不是也就可以突破大家面前的电价时段，转而向较高电价的时段去索取收益？

光伏就是一个很好的例子，太阳东升西落，大家一起发电，一起休息。

如果说当地经度跨越较大，那么最东边的光伏电站将更早迎来发电量，当然也最早下班。同理最西边的光伏电站虽然上班最晚，但晚下班也可能就会将发电量延续到其它同行已经休息的时段。

那么这两类电站是否可以靠在非典型发电时段的发电量来获益，就取决于净负荷下爬坡和上爬坡期间的市场价格。

这是自然位置对于发电曲线带来的调整，当然我们还可以人为主动进行一些调整。

比如说电站配储，可以相应改变自身的出力曲线，改变多少完全取决于配储容量的大小。

而此时的源侧储能，与那种独立接网的储能作用类似，只不过独储是通过市场出清来决定自身充放电动作，而源储是主体自身根据市场价格预测而发生的调整行为。

本质上都是低价充，高价放，不过源侧储能因为充的电完全来自于自身发电量，并不是从电网受电，所以整体充电量并不会存在像独储那样需要将损耗去承担输配以及基金等费用，算是少了一笔不小的支出。

但新项目是否要为这个改变曲线的动作而配储，我觉得可以看看当初被强制配储的场站的运行情况。

虽说大部分现有的源储都在吃灰，当初建设的目的也是为了能够快速并网，这部分资产俨然成为了一笔沉没成本，但现在136号文推动的自主交易未尝不可焕发这些设备的新生，也可以为行业提供一些实际数据好引导增量项目的决策。

还有人提出过调整电池板的向光角度，可以是追踪的可调支架，可以是垂直向东西布置的双面板，也可以天然固定在南偏西的角度以求得太阳落山时还可以有一定的发电量去“蹭”晚高峰来临前的上爬坡高价，牺牲大发时段的若干度低价电，换取傍晚相对高价的1度电。

这其实也反映出一种经营理念的转变，从追求发电量到追求总收益或者度电利润，不过136号文中的场外差价补偿还是要看发电量的，纳入到补偿机制的电量如果你发不出来，那么不也就浪费了补偿，这块的取舍要见仁见智。

小结

总之，在实时市场中，作为独立新能源主体可以主动作为的方面有限且有不俗的成本，那么想要在这个市场获取远超实时市场同类项目的平均收益水平，目前我觉得并不现实。

所以136号文用这个均价作为场外差价结算的减数，还是有一番深意的。

而这个价格并非是全部同类主体的市场交易均价，而是在实时市场，这个量价两方面都存在被动接受的市场中的平均价格。

不同的主体在中长期和日前市场也会有不同的作为，而每个主体在全类型市场中交易过后所形成的自身的交易价格相比于这个平均价格，不能说一定就会高，那要看你这个主体自身的交易水平，要看你对于自身电量的预测以及市场价格的预判。

说回来就是喜好风险的就去折腾，不喜好风险的还有这么一个躺平的价格等着你。

不过考虑到机制电价也就是差价结算的被减数到底是多少，每年可以纳入到补偿范围的电量到底能有几何，这些都不确定。

所以136号文在托底部分电量收益的同时也在鼓励新能源主动作为，给全电量找到更高的收益来源。

至此，从中长期到日前，再到实时市场，我们把有关在136号文下，与新能源主体在场内收益的有关部分析完毕。

下一篇我们转移视角到场外，聊一下136号文的重磅机制“新能源可持续发展价格结算机制”。