上文开始，我们进入到日前市场，讨论了日前申报时报量报价与报量不报价之间的区别。
从长期看，为了确保发电量，采用报量且报价的方式不论从理论公式的角度，还是从博弈的角度看，都将是维持报地板价这样一个结果。
(来源：微信公众号“黄师傅说电”)
而所谓地板价就是当地市场规则所规定的现货市场申报价格下限，而对应也有价格上限。
136号文中，对这部分的描述集中在第二大部分。
适当放宽现货市场限价，现货市场申报价格上限考虑各地⽬前⼯商业⽤户尖峰电价⽔平等因素确定，申报价格下限考虑新能源在电⼒市场外可获得的其他收益等因素确定，具体由省级价格主管部⻔商有关部⻔制定并适时调整。
那么这些描述对于日前申报价格上下限会带来哪些变化?今天就此话题，分享下我的看法。
两个限价
对于一个电力现货市场中的限价，有两个，一类是申报价格的上下限，一类是市场出清价格的上下限。
全部主体参与现货市场都要在日前市场进行信息申报，实时市场延续日前申报的各类量价信息不再进行重新申报，仅对新能源主体要求申报运行日的超短期功率预测。
所以申报价格的上下限就是指日前申报这一次，目前除了山东和浙江申报下限为负值外，其它现货省的申报下限都是0，而上限有异，高可达1.5元/度。
日前和实时市场讲求竞价排名，按照边际出清机组申报价格来出清整个市场。按道理市场出清的最高价格应该不会高于申报价格的上限，那为啥还要有市场出清价格的上下限呢?
主要是因为在电网发生阻塞，不能以最小发电成本出清市场时，需要进行再调度，找寻到一种次优方案，也就是可以满足系统安全运行方案中成本最小的那个。
这样出清的结果就是各节点出清价格将不再保持一致，有些节点会出现不一样的价格。
哪怕是日前市场申报价格都在限制范围内，也会发生实际出清价格越限的情况，所以综合考虑下，会根据电网的长期阻塞情况来给实际出清的价格进行上下限制，避免出现极端现象。
而预出清结果发生越限后，会触发系统限价，各地规则中都有明确的处理机制，我们暂不展开，此处仅需要知道出清价格的限价和申报价格的限价不是一回事即可。
而申报价格仅发生在日前市场，所以说上面136号文第二条款的描述所针对的也就是日前市场的申报价格。
对于上限
文件提及放宽现货市场价格限制，这句话让人感觉就是要提高报价的上限，而至于下限是否要拉低就见仁见智了。
对于上限，考虑各地⽬前⼯商业⽤户尖峰电价⽔平等因素确定，这条和用户侧有关。
大部分地区在夏季和冬季负荷高峰月份会有季节性的尖峰电价时段，也有些省份有全年常态化的尖峰电价。
对于到户电价组成的5部分，交易电价、输配电价、上网线损费折价、系统运行费折价和附加基金，每个省份的到户分时电价中，这几部分哪些参与到分时电价的浮动计算是有差别的。
我们以全部都要参与到分时电价计算的浙江省为例，那么整体的到户尖峰电价就是平段到户电价×尖峰浮动比例。
到户分时电价目前大部分省份还是依靠政府分时电价政策来拉开，如果现货市场呈现出的分时价格可以直接传到用户侧，就不再需要政府的行政分时了。
也有的省份现在规定开展现货运行期间，不再执行政府规定的分时电价，而且对应的输配、线损、系统运行和基金等部分也不再参与浮动，直接顺价。
这相当于也向我们呈现了一种局面，也是我认为的一种到户电价的终局，那就是分时全在交易电价中体现，其余电价部分不再浮动直接叠加。
那么我们以目前行政分时下的具体到户分时尖峰电价为基准，逆向减去不浮动的输配、线损、系统运行和基金，就可以获得在交易价格方面所对应的尖峰电价，而这个价格就可以代表用户这边可以承受的现货市场分时电价的上限区域。
毕竟，如果市场出清这个价格，然后直接按照顺价传到至用户侧，所形成的到户电价就是目前的尖峰分时到户电价。
虽然相对较高，但不至于没有心理准备，现行的行政分时已经让最终的到户价格达到了这种程度。
如果再细分一下，顺价中的线损部分今后也会由售电公司进行代理采购，而其理应和交易电价保持一致，毕竟用电量就要配线损，每个交易周期内的实际用电量的购电成本和对应时段线损电量的购电成本也理应保持一致。
所以反向推算交易价格上限区域的话，也可以用当地的上网环节综合线损率对线损价格进行折算，最终由现行的尖峰到户电价，逆价减去系统运行、输配电价和附加基金后，配上这个对应的折算系数(见图)，求得对应的交易价格。
其实浙江的零售用户的电费账单早就体现出了这一点，虽说五部分全都参与分时电价浮动计算，但在最终的账单中输配、线损、系统运行和基金都是总电量×平段计算出总费用，分时差价部分完全展示在了交易区域。
尖峰交易电价显示可以超过1元钱/度，而重大节假日深谷显示电价低至负几分钱/度，目前浙江的申报价格上下限是0.8和-0.2元/度，出清价格的上下限是1.2元和-0.2元/度，不知道是否早已参考了这些数值。
那么各地可以根据这个公式倒推一下，每月电网公布的代理购电价格就是很好的利用素材。
对于下限
文件中提及下限要综合考虑场外因素，其实就是指之前老项目的补贴以及目前新能源的电量可以获取的绿证价格。
只要能把电发出来，就算倒找钱了，但因为还有补贴或绿色溢价，整体看下来还是赚的就行。
不过我觉得对于即将全面入市交易的新能源主体来说，带着场外因素的主体和没有这类因素的主体之间就会存在不公平竞争。
暂不说价格较低的环境权益价值，而且文件中已明确了纳入机制电价计算范围内的电量不重复获得绿证收益。
所以这个场外因素主要是说过去的补贴，老项目可能会高达几毛钱一度电，而这些老项目也必然是25年6月之前并网的项目。
这些项目也要全部电量入市和其他新能源主体同台竞技，但因为还可以靠发电量吃补贴，所以如果市场申报价格允许负价格的话，这些有补贴的场站就会比其它站优势更大。
而负电价申报就不符合按照边际成本报价的要求。
补贴并不能成为这类场站的一种逆向成本，因为这是场外因素，场外因素可以在场外结算，但不该影响场内竞价的结果。
而且，对于老项目，机制电价参考当前政策衔接，上限不高于当地燃煤基准价，基本上就是规定了差价公式中被减数的大致范围，不会偏离基准价过远。
而机制差价的减数是全市场同技术水平场站实时市场交易均价，这是一个不能被某单个主体所控制的价格，而且主要形成在新能源大发的时段。
一个地区光伏场站的这个实时均价相比于风电场要低一些，也就是说同样的机制电价下，给予光伏场站的差价补贴会多一些。
现货市场如果要进一步降低申报价格的下限，让其往负方向进行更大的发展，那势必会继续拉低光伏们在现货市场的实时交易均价，这带来的是更大的补贴价差，也相当于给工商业用户带来了更大的补偿负担。
所以，从同台竞技的角度看，负价格申报有利于带补贴场站的优先出清，让一些没有补贴的场站天生就带有竞争劣势，这显然不符合公平参与电力市场的要求。再从用户侧的负担来看，负电价拉低实时现货交易均价，带来更大的补偿压力。
新能源机制电价本就是一种场外因素，通过用户的系统运行费收取，老场站的补贴费用也是从可再生能源基金中获取，而这个基金的主要贡献者依然是工商业用户的1分9厘钱。
已经通过基金的方式对补贴进行了支付，现在还要因为补贴影响市场价格，然后再通过机制电价的价差反哺更多的补偿费用，我觉得对于用户侧来说也并不合理。
所以我觉得申报价格下限的负电价不再可取。
小结
综上，放宽价格限制，我觉得并非是靠拉低下限，同时拉高上限一起来实现的。
申报价格上限的提高是确定的，因为136号文会继续推动新能源新项目的建设，也就意味着市场供给电量中新能源电量占比也将逐渐随着项目的建成和投产而增大。
而被挤占发电量的火电机组，将在新能源电量波动的时刻充当起调节资源，而价格上限的提高有利于这些资源主动参与到调节中，这对系统安全稳定运行确实是好事儿。
具体的上限考虑当地工商业尖峰价格的范围，我们也给出了一个简单的测算公式，用到户尖峰电价逆价减去输配、线损、系统运行和基金来获得。
但申报价格下限是否要继续拉低我持反对意见，甚至我觉得在136号文的精神下，负电价申报就该取消，统一零电价为申报下限，这才是新能源的边际成本。
这样避免了因场外补贴因素而造成的同类不当竞争，也不会让用户侧承担过大的补偿费用。
解释完申报形式以及价格上下限，对于日前市场，文件里还有一句话叫“尽快实现自愿参加日前市场”。
不参加也就意味着没有什么量价申报了，那参加与否都会带来哪些影响，我们下一篇继续。
