136号文(14)：增量项目的机制电价

上文中，我们讨论了增量项目每年可以竞价的新增机制电量总量以及在单次竞争中某个新能源主体的机制电量出清形式。

虽说是通过竞价的方式来确定本期的机制电量和机制电价，但价格会是多少与本期竞价的上下限设定以及参与主体的心理博弈有很大关系。

本篇我们就重点讨论下有关增量项目的机制电价。

（来源：微信公众号“黄师傅说电”）

机制电价下的电站全周期收益

增量项目竞价形成机制电价，上限考虑合理成本收益、绿色价值、电力市场供需形式、用户承受能力等因素，下限考虑成本因素，避免无序竞争。

对于一个单体项目来说，参加一次机制电价竞价后，如果被纳入到出清范围，那么也就意味着对这个场站会有三个数据；

每年可以参与场外差价结算的电量值，差价中的被减数也就是机制电价，以及在不自行退出结算机制下的可执行年限。

假设这个场站是我们之前提及过的“躺平站”，就是不签中长期，不参与日前，不采用任何技术手段来调整自己的出力时段分布，接受实时现货市场价格形成自身的交易价，即自身的上网电价与同类项目的实时市场交易均价近似。

那么在忽略电网阻塞的情况下，这个场站全生命周期的发电量上网电价和场外机制电量补偿收入之和如下：

将场内的年发电量拆分成机制电量和非机制电量，将电站生命周期拆分成机制执行年份和非机制执行年份后，我们将场收益公式拆分得出如下表达式：

将绿色部分合并后可得出与机制电价相关的场外收益，整体收益也变成如下表达式：

再将黄色部分合并后求得非机制年份的总发电量收益，最终可得：

竞价上限的范围

我们单看最后这组盈利收益公式，考虑到机制执行期限内的非机制电量以及非机制执行期限内的总电量都可以获取绿色价值，故将这两部分收益中的上网电价修正为综合电价，即其中包含了绿色价值部分。

在大家都希望全量出清机制电量的需求下，最终每家可以获取的出清机制电量虽不同，但出清机制电量占发电量的比例可能是趋同的，这一点我们在上一篇文章中有过论述。这样基本上可以预判出某个具体场站的年机制电量数值。

而执⾏期限，按照文件中该同类项⽬回收初始投资的平均期限这句话，如果说用执行期限内的总收益来覆盖掉初始投资金额，是可以倒算出一个大概的机制电价（图中橙色线）。

不过通过这种方式确定机制电价的话，总收益可能并不会达到单个项目的投入预期，因为虽然初期投资是在机制电价的执行期限内就收回了投入，但在之后的非机制电价执行年份，因为没有了机制电价的补偿，每年的收入相较于机制电价执行期内会下降很多。

从场站的角度看，如果已知的是机制电价的执行期限，而且这个期限不能伴随着电站的整个生命周期，那么从一个场站自身最低可接受的内部收益率IRR来看，根据初期投入，会有明确的全生命周期内的总投资收益金额。

根据未来预测综合电价，测算出非机制年份整体收益后，就获取机制电价执行期限年份内的整体收益，再来求取机制电价的大概范围。

如果执行期限年份已经确定，那么从场站最低IRR考虑的机制电价会更高，而且这两种机制电价的形成中都顾及到了“合理成本收益”、“绿色价值”以及“供需形式”这三项文件中提及的要素，只不过对于“合理成本收益”到底仅顾及初期投资的回收期限还是考虑全生命周期的整体回报率可能在不同视角下会有不同的解释。

姑且可以把这两种方式形成的机制电价作为竞价上限的一个范围，或者我们取一个名字叫做“竞价上限的上限”，虽然是平均水平下的测算值，但因为不同场站不同的投资和运营水平，哪怕是低于上限形成的机制电价，有些场站也可以获取不俗的回报率。

当然以上角度还是站在新能源主体自身的位置，但不能忽略竞价上限中文件提及的要考虑的四要素的另一条“用户承受能力”。

用户承受能力，就是增加的这个分摊费用会导致用户侧电价上涨多少，用户对这个涨幅的承受能力还可以适应，不会反应过大。

这个数值不仅需要调研，而且还可以参考24年开始执行煤电容量电价后，系统运行费各地也是多出个1~3分左右的水平。

那么根据这个数值再去反推机制电价的合理范围，同样也作为竞价的参考，暂时叫做“竞价上限的下限”。

经过上述分析，我们其实也逐一解释了竞价上限要考虑的四个要素，分别对应合理成本收益的执行期限，对应绿色价值的非机制电量环境权益收益，对应电力市场供需形式的同类项目实时现货均价预估，再就是对应用户承受能力的机制电价竞价限额反推算。

但归根到底竞价上限到底是多少，恐怕最终各地的落地政策给出的数值很难说会是相同的形成逻辑。

但我觉得上限是多少反而不如下限是多少重要。

因为竞价排名的形式能够决定最终机制电价的反而有可能是竞价下限。

竞价下限的范围

讨论集中竞价方式的申报下限，又要涉及到博弈了，和新能源在电力市场中集中竞价的逻辑非常类似。

模拟一下各主体的心理状态，都非常想全量出清，也非常想拿到政策规定上限的机制电价，但这会产生量价期望间的矛盾。

可能最终的博弈结果就是集体按照下限报价，因为这也是一个纳什均衡，如果某个主体先于别人改变策略申报了非竞价下限的机制电价，那么也是面临着没有出清的风险或者让他人蹭车的结果。

那么各主体为了能够尽早被纳入到价格结算机制，获取机制电量差价结算的权利，将有很大概率将会按照竞价下限来进行机制电价的申报。

所以这个下限的数值一定不能过低，至少不该低于同技术类型项目的远期度电成本。

新能源边际成本为零，没有燃料成本，那么整体的度电成本基本上可以视为是一笔初期的大额投资叠加每年的人工费、维护费以及逐年的折旧率和贴现率后计算出合理利用小时数内的度电成本。

而在这个基础上设定竞价下限，也就意味着以这个价格出清机制电价的话，大家可以拿到一个成本价，没有多余的盈利。

当然也可以说这是竞价下限价的下限，不能比这个数值再低了，那样就无法激励新能源主体的增量投入。

不过，就算取值为这个平均度电成本的数值，那也是有人比之高，有人比之低，终归还要看场站的初期投资水平以及经营期的运营水平。

下限的考虑因素只提了两条，第一个是考虑成本因素，第二个是避免无序竞争。

考虑成本因素后，远期度电成本成为了竞价下限的下限，那么为了避免无序竞争，在大概率大家都会以下限价格来竞价的局面下，就需要向上来设定竞价下限，在不赔本的基础上也能给给予合理的回报，同时还在用户可以承受的范围里。

这样，能想到的还是通过设定用户可以承受的度电加价后，反推差价结算的差价是多少，然后再根据预测的同类项目实时市场交易均价，在上述机制电量的基础上反推机制电价。

最终的局面，其实可以预见，竞价上限的下限和竞价下限的上限，都趋同于这个数值。

关于第六条的暂时理解

另外在文件第六条中有这样一句描述往往会带来不同的理解：

对纳⼊机制的电量，电⽹企业每⽉按机制电价开展差价结算，将市场交易均价与机制电价的差额纳⼊当地系统运⾏费⽤；初期不再开展其他形式的差价结算。

一个参与中长期，参与日前的市场新能源主体，中长期签约电量和日前市场出清电量都是执行差价结算的，而且这些电量中不区分机制电量和非机制电量。

单从文件阅读理解的角度看，纳入机制电量的部分就不允许再参与到中长期和日前的差价结算，这样想确实没问题。但放在整个文件里，前面大篇幅地写新能源全面入市，以及如何让新能源主体更好地参与市场交易，但因为这句话把纳入到机制电量的部分统一给到个场外的差价结算后，就不再享受场内交易的结果，我觉得并非文件本意。

我尝试把这句话理解成机制电量部分在场外不再有别的差价结算，比如存量项目当初给定的政府授权合约电价是燃煤基准价，但最后核定的机制电价小于这个价格，那么只做（机制电价-实时市场交易均价）的差价结算，而不会再有（燃煤基准价-机制电价）部分的差价结算。

一定程度上就是将过去的政策和136号文进行衔接，衔接过后，原有的政策也将完成阶段性任务，既有的差价结算方式当然也就不再存在了。

小结

上述分析结论，仅仅是我个人的思考结果。

从出钱方的角度看，用户承受能力＞项目的预期收益，但为了能让项目依然保有投资的预期，所以这两者之间要达成一种均衡，或者说各让一步形成互相妥协的局面。

而维持这种局面就需要机制电量、机制电价和执行期限三者的动态调整。

对于增量项目机制电价竞价活动的组织和安排，每年一次，而且每次的总出清电量，竞价的上下限乃至执行期限等因素都会有所不同。

这也会反映出不同年份的同类新能源主体在投资建设这个阶段所展示出的不同实力，最终市场组织者会以平均水平的方式来组织机制电价的竞价。

相当于一个场站的竞争力出身即自带，场外想要获取高于同类平均的收益，那就提高投资效率，降低整体成本，场内想要获取高于同类的平均收益，那就要提高交易水平和量价的预测能力。

而较高的投资水平和交易水平在提高投资效率，提高全周期收益率的同时也就相应降低用户侧需要承担的总体补偿费用，降低了用户的承受压力。

可以预计的是，初期呈现的补偿效果很可能会引发一定的议论，但长期来看，政策只要在投资和运营两方面起到了充足的激励竞争的作用，那么势必也可以靠发展来解决暂存的补贴压力。

下一篇开始，我们就把视角从新能源主体转化到用户侧主体，从量化“用户承受能力”出发，看看新能源入市给用户侧电价所带来的方方面面的影响。