136号文：发电项目收益与搁浅成本

新能源项目的收益从政府定价，旱涝保收到市场竞争，丰俭由人，这是必然的趋势。在这个过程中虽然会有波折，但一定会是新能源主体行为与政策制定之间相互影响，呈现螺旋上升的局面。

2月9日国家发改委价格司发布了《关于深化新能源上网电价市场化改革促进新能源高质量发展的通知(发改价格(2025)136号)》，为风光等新能源项目的上网电量收益指明了方向，这也可谓是未来5年内指导新能源项目投资并网的重要参考。

136号文的目的在其总体思路中已经写得很明确，那就是“保持存量项目政策衔接，稳定增量项目预期收益”，这份可以让各类项目暂时咽下定心丸的文件堪比当年煤电全量入市的1439号文，值得我们多多学习和思考。

那我们先来聊聊有关发电项目的收益，区分几个概念。

煤电与边际成本

利润 = 收入 - 成本。

那么对于一个发电项目来说，收入和上网电量有关，而成本却因为不同的电源类型而会有所不同。

我们从较为复杂的火电出发，然后再看新能源项目。

一个火电项目的成本，粗略地可以分成固定成本+准固定成本+变动成本这三部分。

其中固定成本指的是土地、厂房、设备、人力等较为固定投入的成本。

可以说这些成本基本与发电行为无关，是一笔“沉没成本”。

而准固定成本与发电行为有关，但与发电量无关，这里主要是机组的启动成本以及空载成本，暂不展开细说，只需要知道当机组处于发电状态时，这个准固定成本才会发生。

最后就是变动成本，完全与发电量有关，也就是和煤耗有关，会随着发电量的变化而变化，发电量越高，这个变动成本也就越大。

这个变动成本还可以换一个词就是边际成本，所谓边际的就是增量的增量，发电的边际成本就是每增加一个单位的发电量所需要增加的成本。

我们在“电力系统经济学原理”共学中也已经习得这个重要的概念，这个与煤耗相关的成本，因为单个生产因素与产量之间的非线形关系，会存在发电量越大，所需要的煤耗量就越大的趋势，那么自然发电的边际成本就会随着发电了的增加而增大，对应曲线就是一条单调递增的曲线，而且越来越陡。

这一点在煤电企业申报量价信息的时候也会体现出来，一条单调非递减的报价曲线。

在一个竞争充分的电力市场中，一个发电企业想要获取理论上的最大收益，那一定要在报价的时候按照自身的边际成本来报价，这样既可以兼顾覆盖变动成本，又不至于因为高于成本的报价而没有被纳入市场出清范围。

结果就是，倘若某台机组是市场的边际机组，虽然在边际点上，市场收入=边际成本，但因为报价曲线单调非递减的形状，还是会有一定的总收入和总成本差，这就是利润。

而某台机组在出清范围内，但不是边际机组，那么相当于出清的发电量全部实现了收入高于成本，这也就意味着机组获取了更多的利润。

但这里所谓的利润是整个企业的全部利润么？要不要考虑固定成本和准固定成本？是不是还要用这部分利润去覆盖那两部分固定成本呢？

市场机制也考虑了这一点，为了使得电能量市场的竞争尽可能只受边际成本而不是平均成本的影响，所以有了煤电容量电价机制。

国家综合煤电企业的一次性固定投入，设定了一视同仁的300元/千瓦·年的补偿标准，24-25年大部分省份补偿比例为30%，火电转型快的省份由50%的比例。这部分收入就是用来覆盖固定成本的。

而启动和空载等准固定成本是通过市场的补偿机制来覆盖的，一个地区的电力市场规则中都会对机组每次启动的成本和运行小时期间的空载成本如何进行计算有单独的规定。

而全部机组的准固定成本费用会向全体工商业电量以及未参与市场交易的上网电量进行分摊。

有了这样的机制，我们就可以一一对应出煤电的收入和成本。

容量电价→固定成本

启动空载补偿→准固定成本

发电量收入→运行成本

新能源与平均成本

对照煤电，我们再看新能源项目。

从成本上看，固定成本一定是有的，这部分也是沉没成本。

准固定成本基本没有，不涉及启动和空载成本补偿。

而且因为风光资源的“免费”属性也使得变动成本为零。

从收入角度看，暂不考虑补贴以及绿证等非电力市场交易因素，全国目前除了山东有全类型发电项目的容量电价补偿机制外，并没有关于新能源项目的两部制电价。

所以在考虑新能源项目的收益时，我们更多参考的还是平均成本，而并非是边际成本。

看平均成本的话，粗略的计算方式就是生命周期内的发电量以及项目初期的投入，再考虑折旧率和贴现率后计算出的度电成本。

如果这个成本低于发电收入，项目就是盈利的，差值是多少直接影响项目投资的回报周期。

从搁浅成本看煤电和新能源项目的两次入市

21年10月份1439号文要求煤电上网电量原则上全部纳入市场交易范围。

24年4月份《全额保障性收购可再生能源电量监管办法》取消电网企业的全额收购。

25年1月份136号文推动新能源电量全面进入电力市场。

对于煤电那次，就是强制入市，能获得的价格完全由交易行为获取。

对于新能源的入市并没有一刀切，直接让新能源电量在市场中裸泳。

同样都是发电项目，同样在某个政策前基本都是固定价格收购，那为何会有不同的反应呢？

因为对于入市后价格的预期不同。

1439号文下发时正逢煤碳价格飞涨，按照标杆电价甚至低于标杆电价支付上网电费会让煤电企业入不敷出，所以入市后的预期就是电价的上涨。

而新能源入市后的预期就是低于原有收购电价，毕竟以火电为主力电源的现货市场跑出来的结果就摆在那里，那么也就意味新能源项目入市一定会有收益上的损失。

所以同样一个行为在两类不同的电源身上就产生了不一样的结果，那就是煤电并不会发生搁浅成本而新能源项目会。

所谓搁浅成本，放在这个语境下就是说当一个项目投资建设的时候所依据的政策，如果在项目建成运行后改变了，对项目收益造成影响了，新的收益结果不如以前，无法按照建设前的预期来覆盖投资成本的情况。

说好的收益变卦了，可是当初的投入已经沉没了。

完全进入市场后，因为新能源企业，尤其是一个地区内的光伏企业的“同质化”竞争，你能出力的时候我也能，我不能发电的时候你也不能，导致在现货市场上可以获得的价格有限。

光伏大发的时候，往往新能源成为边际机组，那么数次博弈后的结果只能是地板价。

而光伏欠发的时候，火电成为边际定价机组，可以搭便车的光伏们因为此刻也没有多少发电量，导致整体的收益还是不行。

所以用边际成本的角度来像火电一样考虑新能源尤其是光伏项目的收益显然不太可行，那么就要再次回到以平均成本来考量的方式。但已经取消了电网的统一价格收购，那么在全面入市初期最适合的政策方式就是政府出面授权进行主动干预。

用行政命令的方式给予新能源项目相对稳定的一部分收入，机制电价应运而生，而买单者在136号文中已经明确了，那就是全体工商业用户。

但这并非是从电网的固定电价收购变成了从用户侧的固定电价收购。

因为本质上136号文描绘的不是差价合约，而是一种市场外的差价结算机制。

从136号文上看新能源项目的收益，依然维持着平均成本的视角，只不过并不再是全电量的统一价格收购，而是部分电量的差价保底，全部电量的自主交易，此番过后，新能源也是全电量入市，而保障性收购电量就要成为历史。

如同进入市场的煤电机组一样，利润依然是追求的目标，不过实现的方式不再仅仅是发电量，而需要更加多元的考量，这也就对存量新能源如何运营，增量新能源如何建设提出了新挑战~

最后抛出一个问题，有关分布式光伏发电。一个分布式项目建设时测算收益依据当时的用户侧分时电价政策，但在项目运行期间因为政策修改发生午间谷电的情况，那么这种政策修改对于分布式光伏项目来讲也是发生了搁浅成本么？