上文開始，我們進入到日前市場，討論了日前申報時報量報價與報量不報價之間的區別。

從長期看，為了確保發電量，采用報量且報價的方式不論從理論公式的角度，還是從博弈的角度看，都將是維持報地板價這樣一個結果。

(來源：微信公眾號“黃師傅說電”)

而所謂地板價就是當地市場規則所規定的現貨市場申報價格下限，而對應也有價格上限。

136號文中，對這部分的描述集中在第二大部分。

適當放寬現貨市場限價，現貨市場申報價格上限考慮各地?前?商業?戶尖峰電價?平等因素確定，申報價格下限考慮新能源在電?市場外可獲得的其他收益等因素確定，具體由省級價格主管部?商有關部?制定并適時調整。

那么這些描述對于日前申報價格上下限會帶來哪些變化?今天就此話題，分享下我的看法。

兩個限價

對于一個電力現貨市場中的限價，有兩個，一類是申報價格的上下限，一類是市場出清價格的上下限。

全部主體參與現貨市場都要在日前市場進行信息申報，實時市場延續日前申報的各類量價信息不再進行重新申報，僅對新能源主體要求申報運行日的超短期功率預測。

所以申報價格的上下限就是指日前申報這一次，目前除了山東和浙江申報下限為負值外，其它現貨省的申報下限都是0，而上限有異，高可達1.5元/度。

日前和實時市場講求競價排名，按照邊際出清機組申報價格來出清整個市場。按道理市場出清的最高價格應該不會高于申報價格的上限，那為啥還要有市場出清價格的上下限呢?

主要是因為在電網發生阻塞，不能以最小發電成本出清市場時，需要進行再調度，找尋到一種次優方案，也就是可以滿足系統安全運行方案中成本最小的那個。

這樣出清的結果就是各節點出清價格將不再保持一致，有些節點會出現不一樣的價格。

哪怕是日前市場申報價格都在限制范圍內，也會發生實際出清價格越限的情況，所以綜合考慮下，會根據電網的長期阻塞情況來給實際出清的價格進行上下限制，避免出現極端現象。

而預出清結果發生越限后，會觸發系統限價，各地規則中都有明確的處理機制，我們暫不展開，此處僅需要知道出清價格的限價和申報價格的限價不是一回事即可。

而申報價格僅發生在日前市場，所以說上面136號文第二條款的描述所針對的也就是日前市場的申報價格。

對于上限

文件提及放寬現貨市場價格限制，這句話讓人感覺就是要提高報價的上限，而至于下限是否要拉低就見仁見智了。

對于上限，考慮各地?前?商業?戶尖峰電價?平等因素確定，這條和用戶側有關。

大部分地區在夏季和冬季負荷高峰月份會有季節性的尖峰電價時段，也有些省份有全年常態化的尖峰電價。

對于到戶電價組成的5部分，交易電價、輸配電價、上網線損費折價、系統運行費折價和附加基金，每個省份的到戶分時電價中，這幾部分哪些參與到分時電價的浮動計算是有差別的。

我們以全部都要參與到分時電價計算的浙江省為例，那么整體的到戶尖峰電價就是平段到戶電價×尖峰浮動比例。

到戶分時電價目前大部分省份還是依靠政府分時電價政策來拉開，如果現貨市場呈現出的分時價格可以直接傳到用戶側，就不再需要政府的行政分時了。

也有的省份現在規定開展現貨運行期間，不再執行政府規定的分時電價，而且對應的輸配、線損、系統運行和基金等部分也不再參與浮動，直接順價。

這相當于也向我們呈現了一種局面，也是我認為的一種到戶電價的終局，那就是分時全在交易電價中體現，其余電價部分不再浮動直接疊加。

那么我們以目前行政分時下的具體到戶分時尖峰電價為基準，逆向減去不浮動的輸配、線損、系統運行和基金，就可以獲得在交易價格方面所對應的尖峰電價，而這個價格就可以代表用戶這邊可以承受的現貨市場分時電價的上限區域。

畢竟，如果市場出清這個價格，然后直接按照順價傳到至用戶側，所形成的到戶電價就是目前的尖峰分時到戶電價。

雖然相對較高，但不至于沒有心理準備，現行的行政分時已經讓最終的到戶價格達到了這種程度。

如果再細分一下，順價中的線損部分今后也會由售電公司進行代理采購，而其理應和交易電價保持一致，畢竟用電量就要配線損，每個交易周期內的實際用電量的購電成本和對應時段線損電量的購電成本也理應保持一致。

所以反向推算交易價格上限區域的話，也可以用當地的上網環節綜合線損率對線損價格進行折算，最終由現行的尖峰到戶電價，逆價減去系統運行、輸配電價和附加基金后，配上這個對應的折算系數(見圖)，求得對應的交易價格。

其實浙江的零售用戶的電費賬單早就體現出了這一點，雖說五部分全都參與分時電價浮動計算，但在最終的賬單中輸配、線損、系統運行和基金都是總電量×平段計算出總費用，分時差價部分完全展示在了交易區域。

尖峰交易電價顯示可以超過1元錢/度，而重大節假日深谷顯示電價低至負幾分錢/度，目前浙江的申報價格上下限是0.8和-0.2元/度，出清價格的上下限是1.2元和-0.2元/度，不知道是否早已參考了這些數值。

那么各地可以根據這個公式倒推一下，每月電網公布的代理購電價格就是很好的利用素材。

對于下限

文件中提及下限要綜合考慮場外因素，其實就是指之前老項目的補貼以及目前新能源的電量可以獲取的綠證價格。

只要能把電發出來，就算倒找錢了，但因為還有補貼或綠色溢價，整體看下來還是賺的就行。

不過我覺得對于即將全面入市交易的新能源主體來說，帶著場外因素的主體和沒有這類因素的主體之間就會存在不公平競爭。

暫不說價格較低的環境權益價值，而且文件中已明確了納入機制電價計算范圍內的電量不重復獲得綠證收益。

所以這個場外因素主要是說過去的補貼，老項目可能會高達幾毛錢一度電，而這些老項目也必然是25年6月之前并網的項目。

這些項目也要全部電量入市和其他新能源主體同臺競技，但因為還可以靠發電量吃補貼，所以如果市場申報價格允許負價格的話，這些有補貼的場站就會比其它站優勢更大。

而負電價申報就不符合按照邊際成本報價的要求。

補貼并不能成為這類場站的一種逆向成本，因為這是場外因素，場外因素可以在場外結算，但不該影響場內競價的結果。

而且，對于老項目，機制電價參考當前政策銜接，上限不高于當地燃煤基準價，基本上就是規定了差價公式中被減數的大致范圍，不會偏離基準價過遠。

而機制差價的減數是全市場同技術水平場站實時市場交易均價，這是一個不能被某單個主體所控制的價格，而且主要形成在新能源大發的時段。

一個地區光伏場站的這個實時均價相比于風電場要低一些，也就是說同樣的機制電價下，給予光伏場站的差價補貼會多一些。

現貨市場如果要進一步降低申報價格的下限，讓其往負方向進行更大的發展，那勢必會繼續拉低光伏們在現貨市場的實時交易均價，這帶來的是更大的補貼價差，也相當于給工商業用戶帶來了更大的補償負擔。

所以，從同臺競技的角度看，負價格申報有利于帶補貼場站的優先出清，讓一些沒有補貼的場站天生就帶有競爭劣勢，這顯然不符合公平參與電力市場的要求。再從用戶側的負擔來看，負電價拉低實時現貨交易均價，帶來更大的補償壓力。

新能源機制電價本就是一種場外因素，通過用戶的系統運行費收取，老場站的補貼費用也是從可再生能源基金中獲取，而這個基金的主要貢獻者依然是工商業用戶的1分9厘錢。

已經通過基金的方式對補貼進行了支付，現在還要因為補貼影響市場價格，然后再通過機制電價的價差反哺更多的補償費用，我覺得對于用戶側來說也并不合理。

所以我覺得申報價格下限的負電價不再可取。

小結

綜上，放寬價格限制，我覺得并非是靠拉低下限，同時拉高上限一起來實現的。

申報價格上限的提高是確定的，因為136號文會繼續推動新能源新項目的建設，也就意味著市場供給電量中新能源電量占比也將逐漸隨著項目的建成和投產而增大。

而被擠占發電量的火電機組，將在新能源電量波動的時刻充當起調節資源，而價格上限的提高有利于這些資源主動參與到調節中，這對系統安全穩定運行確實是好事兒。

具體的上限考慮當地工商業尖峰價格的范圍，我們也給出了一個簡單的測算公式，用到戶尖峰電價逆價減去輸配、線損、系統運行和基金來獲得。

但申報價格下限是否要繼續拉低我持反對意見，甚至我覺得在136號文的精神下，負電價申報就該取消，統一零電價為申報下限，這才是新能源的邊際成本。

這樣避免了因場外補貼因素而造成的同類不當競爭，也不會讓用戶側承擔過大的補償費用。

解釋完申報形式以及價格上下限，對于日前市場，文件里還有一句話叫“盡快實現自愿參加日前市場”。

不參加也就意味著沒有什么量價申報了，那參加與否都會帶來哪些影響，我們下一篇繼續。