136号文(12)：机制电价下的存量项目政策延续

接续我们在上篇中提出的收益分析框架，本篇聊聊存量项目，136号文中第五条款对存量项目有如下要求：

2025年6⽉1⽇以前投产的新能源存量项⽬：

1）电量规模，由各地妥善衔接现⾏具有保障性质的相关电量规模政策。新能源项⽬在规模范围内每年⾃主确定执⾏机制的电量⽐例、但不得⾼于上⼀年。⿎励新能源项⽬通过设备更新改造升级等⽅式提升竞争⼒，主动参与市场竞争。

2）机制电价，按现⾏价格政策执⾏，不⾼于当地煤电基准价。

3）执⾏期限，按照现⾏相关政策保障期限确定。

存量项目要等落地政策来明确如何与当下政策进行衔接，而增量项目也要等落地政策来明确竞价的上下限以及每年可以拿出多少电量来供大家竞争。

如何衔接

从政策的表述来说，对于存量项目“按现行价格政策执行，不高于当地煤电基准价”，这就规定了价格上限。

假设某个地区目前新能源项目执行政府差价合约，授权合约价格为当地燃煤基准价，90%的发电量纳入合约范围，剩余10%参与市场交易。

如果136号文的价格结算机制衔接现行价格政策，那么用燃煤基准价作为机制电价，再辅以90%发电量纳入机制电量范围就和现行的政策最为吻合。

不过，存量项目的机制电价属于一锤子买卖，一次性定好，但某个场站每年纳入其中的机制电量可能会不同，至少是持平不再递增。

执行价格结算机制的时间期限我觉得对每个项目而言都将是不同的，文件中对此规定：存量项目的执行期限按照现行相关政策保障期限确定。

现行政策保障期

对于这个相关政策保障期限，可以参考“关于《关于促进非水可再生能源发电健康发展的若干意见》有关事项的补充通知”（财建(2020)426号），里面对于某类资源区的不同新能源场站的合理利用小时数有过建议。

光伏资源区划分及合理利用小时数

风力资源区划分及合理利用小时数

针对单个存量项目，合理利用小时数可对应成“合理受到照顾”的总发电量，一个存量项目目前政策下已经受到多少电量的照顾，那么剩余电量按照每年可以纳入到机制电量中的具体数值，再折算到月份数。

这样就确保了财建(2020)426号中所建议的合理利用小时数可以得到保障。

存量项目经历的过去

我们可以简单把存量项目做一个分类，分成带补贴的项目以及平价上网项目。

从我国集中式光伏电站发展历史来看，也是从高额补贴到补贴退坡，到竞价上网，再到平价上网，最后到现在的全面入市。

那么对于有补贴的项目，可以理解为批复的上网电价高于当地的燃煤基准价，这些电站当初抢装5.31并网就是为了能够拿到当期的高额上网电价。

上网电价高于燃煤基准价的部分就是补贴的范围，资金从国家可再生能源基金中出，来源是工商业用户和部分居民用户随电费缴纳的可再生能源电价附加基金。

整体电价中的燃煤基准价部分由当地的电网公司统一收购，早期电站做可研时也是参照这个度电收益模型来测算整个场站的全生命周期的总收益。

2024年4月国家取消了电网企业的统一价格采购，改为由市场化交易决定上网电价和上网电量，2025年国家又推出了机制电价政策并将于26年开始实施。

我们可以把这些带补贴的存量电站在建站时的预期和当下的政策连在一起看，就会发现因为取消了燃煤基准价的统一采购，改为由市场交易决定的上网电价，使得这类电站的收入相比建站时的预期要少了一些。

但少的部分并不是补贴变少了，136号文的第九条款也明确了“享有财政补贴的新能源项⽬，全⽣命周期合理利⽤⼩时数内的补贴标准按照原有规定执⾏。”

少的部分在于之前建站时候约定的燃煤基准价收购变成了市场化交易，差额就来自于这部分。

卯补寅亏：执行期限的考量

所以电站是否有补贴不影响我们接下来的分析，我们尝试把一个存量的新能源电站的全生命周期划成5个大的时段。

一个原则就是按照建站投运开始时的批复电价和全周期合理利用小数电量来规定全站的总体预期收入，然后看看每个时段的预期和本段实际收益之间的差额，最后再看看后续时段需要多少电量进行补齐，进而就可以获取对于某个电站的价格结算机制执行期限。

从建站伊始到24年4月取消电网统一价格收购为第一段，发生上网电量为A1，此时段内的预期和实际收益一致，都按照批复电价进行收购。

接下来到26年1月份136号文的价格结算机制落地执行之前，这个期间发生上网电量为A2。

在这个阶段，各地方政府为延续存量新能源项目的收益，弥合部分搁浅成本，相继出台本地区的政府授权合约机制，假设方式为以实际发电量中的一定比例α来执行合约电价，价格为当地的燃煤基准价，剩余电量(1-α)入市交易，价格由市场交易形成。

那么这个阶段就会出现收益的期望偏差，详细公式见表格A2行。

第三阶段从价格结算机制开始执行，到电站已经发出了合理利用小时数所对应的电量，这个阶段的电量为A3，也就是说前三段上网电量A1，A2和A3之和与本电站在426号文件中核定的全周期合理利用小时×电站容量得出的全周期合理发电量相等。

因为不再是全部电量都按照燃煤基准价收购，虽然第三阶段开始执行了机制电价，但这也难说就可以实现A3段的期望，并把之前A2段的剩余期望一起弥合掉。

我们还是把期望差值先列在表格中，其中β是纳入机制电量占同期发电量的比例。

第四阶段是从全周期合理发电量实现到退出价格结算机制这一段时间，发生电量为A4，相当于要用A4实现的收益填平A2和A3段的期望缺额。

最后剩下从退出机制电价一直到电站退役这最后的时光，发生的电量A5完全场内形成交易价格。

我们单摘出A4段的总收益(表格黄色区)和A2、A3段的期望收益缺额(表格绿色区)，抹平就意味着二者相等，其实也就可以求取到A4需要多少量。

不过这样处理起来比较麻烦，也有许多不同的参数，但我们不妨可以根据文件精神做一些简单化的处理。

首先是机制电量和电价，对于存量项目来说，既然要承接现有政策，那么就参照现在规定的政府授权合约电量比例以及合约价格。

放到公式中就是β=α，机制电价=燃煤基准价。

其次是交易价，这个交易价格虽说是每个阶段单个主体在市场上可获取到的交易价格，但我们前述文章也说过一个躺平价，就是同类项目在实时现货市场上的交易均价。

那不妨也可以把各阶段的交易价格等同于这个躺平价。

这样简化过后，我们再来求取A4就可以得出图中的表达式，其中A为存量电站全周期合理利用小时×电站容量得出的全周期合理发电量。

求得A3+A4之后，存量场站价格结算机制的执行期限也就可以获得了。

这也就实现了，在机制电价执行期限到期后，完整获取合理利用小时数×建站批复电价的收益目标。

上述推导都是基于我片面的理解，大家参考即可，因为不论是我设定的这个收益目标，还是公式推导过程中的一些简化措施，是否能代表政策的本意以及反映市场平均水平还不得而知。

不过就我的角度来看，搁浅成本不能置之不顾，否则信誉何在？

但也不能将全部补偿压力都集中于一段时间内，那样工商业用户的承补压力也会很大，所以还是希望用未来的电量收益来找补过去的尚未兑现的期望。

而在这个过程中，躺平是可以完成这个目标，但主动增加交易动作，提高个体的在各阶段的市场交易价格，那么就可以获取超过建站期望的总收益，何不起来试一试呢？

下一篇，我继续这个分析框架，看看在“同类项目回收初始投资的平均期限”的预期下，增量项目的机制电价、电量与执行期限。