136号文(11)：机制电价下的新能源项目收益-undefined

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136号文整体可以划分为四部分，第一部分“总体思路”、第四部部分是“保障措施”外。

第二部分“推动新能源上网电价全面由市场形成”事关场内交易结算。

（来源：微信公众号“黄师傅说电”）

这部分内容我们也借助本系列前面几篇文章有过论述，总体来说就是通过政策引导中长期市场和日前市场进行规则修改，激励新能源主体更好地参与市场交易。

第三部分“建立健全支持新能源高质量发展的制度机制”，引入了新能源可持续发展价格结算机制。

这个机制以25年6月1日为界，区分增量与存量项目，虽然结算方式一致，都是场外差价结算的方式，但具体机制电价的形成方式略有不同。

那么一个新能源主体在参与到这个结算机制后，全部上网电量就可以分成纳入机制的电量和没有纳入机制的电量，我们暂且称之为机制电量和非机制电量。

机制电量部分是可以进行差价结算的，用机制电价减去月度发电侧实时市场同类项目加权平均价格。

那么整个场站最终的收益就有如下公式：

这是价格视角，区分场内的结算价格和场外的差价补偿部分。

以电量视角合并同类项后，就可以获得等价的另一种公式表达：

再将机制电价单拎出来，转化为如下形式：

机制量价的托底

在《136号文(3)：场内场外的集中竞价》一文中，我们曾经描绘过一种新能源主体的期待，如过去一样有旱涝保收的固定收购价格，且在此价格下有不俗的项目回报，那么场站只要做的就是保证好发电量而已。

在机制电价下，这种“理想”依然也存在，那就是不参与中长期，不参与日前，全部电量都将以实时市场价格进行结算，也就是公式中归属于某个新能源个体的市场化交易价格就等于其在实时市场结算的交易均价。

而同地区同类型项目发电量在各交易周期时段分布较为一致，一定程度上属于个体的实时交易均价和全部同类主体的交易均价也不会相差太多，这样一来，电量视角下的有关机制电量结算的部分就变成了机制电量×机制电价。

再贪婪一些，场站的发电量全部被纳入到机制电量中，非机制电量为零，那么整体场站的收益就变成了发电量×机制电价。

这个结构就和过去的旱涝保收一致了，当然这也是新能源场站梦想中的状态，躺着还可以赚钱，而公式中的机制电量 × 机制电价一定程度上就代表这份托底。

对于这份托底，136号文的第五条“新能源可持续发电价格结算机制的电量规模、机制电价和执行期限”花大篇幅对25年6月1日前后的存量项目和增量项目的价格结算机制进行了规定。

总体来说就是存量项目稳延续，增量项目促竞争。

不过机制电量能有多少，机制电价又处于何种水平就比较难讲了，这也决定了这个底儿托的是否足够。

对于存量项目来说，总体机制电量由各地妥善衔接现行具有保障性质的相关电量规模政策，个体机制电量在总体范围内自主确定执行比例，每年不递增；机制电价按现行价格政策执行，不高于当地煤电基准价；执行期限按照现行相关政策保障期限确定。

对于增量项目来说，总体机制电量由各地年度⾮⽔电可再⽣能源电⼒消纳责任权重完成情况，以及⽤户承受能⼒等因素确定，个体机制电量自主申报，竞价出清；机制电价也是通过竞价方式确定；执行期限按照同类项目回收初始投资的平均期限确定。

存量项目和增量项目归属于“托底”部分的机制电量和机制电价形成规则不同，这种区别来自于不同的出生属性，这也和不同时期的项目投资水平有关，所以托底不在一个水平上倒是情有可原。

而收益公式中与场内交易有关的因素，存量项目和增量项目共享“同类项目实时市场交易均价”，这里的同类我觉得并不会区分存量还是增量，而是会区分是何种新能源，比如陆上风电归到一起，光伏发电归到一起，而海上风电和光热发电等其它风光新能源形式，文件中已明确按照现行政策执行，故应不在此机制范围内，依然会延续项目批复的上网电价。

除此之外，就剩下市场化交易价格了，这是各主体同台竞技的最终价格体现。

机制电量、电价和期限之间的关系

虽然文件将机制电量、机制电价以及执行期限分别做了规定，但我觉得某种程度上，这三者存在一定的关系。

而为了说明这层关系，要引入一个平均期望，那就是面对一类新能源主体，根据当期的初始投资平均水平，想要获取的平均期望是多少。

一些存量的项目，在建设初期，有批复的上网电价，这个价格和当地煤电基准价的差值被赋予了补贴，但同样也被规定了合理利用小时数，相当于规定了可以拿到补贴的全生命周期内的总电量。

参照这个合理利用小时数，一些平价上网的电站，虽然没有补贴，但还有一个固定价格的收入，如果生命周期内可以完成合理利用小时数对应电量的固定收入，那么也符合当初建站的预期。

但因为现在取消了电网的统一价格收购，政策转向成为要通过市场交易行为来形成价格，预期收入会降低很大一块，所以需要另寻方式进行补偿，而补偿的就是“搁浅成本”，这一点我们在本系列的第一篇《136号文(1)：发电项目收益与搁浅成本》中有所提及。

而对于增量项目，因为136号文落地之后项目实施过程相对过去要顺畅很多，而且取消强制配储等要求后也会降低一大部分投入成本，再加上路条费等非建设成本的逐渐消亡，以新投资水平下的项目收益测算也会诞生新的预期。

归到根儿上还是可以形成一种生命周期内部分发电量×固定价格的形式，只是这个形式需要分成多方面来获取收益，但最终还是要满足这个效果。

设想每个新能源项目都有一份最终的生命周期内的最低期望收入，而这份收入可以拆解为多年期发电量×某个固定价格的形式。

而价格结算机制中的机制电量并不一定要对应这个多年期发电量，可以更小；机制电价也并非就是设想的固定电价，可以更低；

别忘了除机制电量×机制电价这份托底收入外，每个项目还有和自身交易价格有关的场内收入。

这部分场内收入如果可以在全生命周期内抹平因为机制电量和电价低于建站预期量价所产生的搁浅费用时，其实就实现了场站全周期的期望收入。而届时对于这个场站的价格结算机制也将退出，执行期限完毕。

当然，如果你可以获取的交易电价更高，那么就可以获取高于市场的平均回报水准。

小结

对于136号文的重头戏，价格结算机制，我们结合场内场外结算部分列出全部场站可以参考的收益公式。

其中代表托底的机制电量×机制电价可以对应每个场站在最低可接受回报率下的全周期预期收益，对应也可以展开为期望收购电量×固定收购电价的形式。

二者之间不会等价，前者低于预期的部分需要依靠场内的市场化交易来弥补。

这样参考市场内同类主体的平均交易价格来设定机制电量和价格一定程度上就可以实现场站的预期收益，同时也不会让补贴资金过高，增加工商业用户过大的负担。

本篇我们先抛出这个分析框架，接下来我们也会就存量项目和增量项目在这个分析框架下进行单独分析。

投稿与新闻线索：陈女士微信/手机：13693626116 邮箱：chenchen#bjxmail.com（请将#改成@）

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