136号文(15)：用户承受能力的量化-北极星售电网

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前述文章我们就136号文的价格结算机制政策进行了探讨，并针对存量项目和增量项目在差价结算机制方面的一些细节做了分析。

文件对于存量项目，目的在于给予政策支持并补偿因为取消固定价格统购而产生的搁浅成本。

（来源：微信公众号“黄师傅说电”）

对于增量项目，目的在于稳定预期收益，根据同类型项目同期的平均投资水平和期望回报来设定整体的执行年限，通过竞价方式出清场站可以纳入补偿的机制电量，同时也会出清本期的机制电价。

在上文中，我们也已经讨论了对于增量项目竞价的机制电价，竞价上限不能突破全生命周期平均回报率内可折算出的上网电价；竞价下限也理应高于同类项目全生命周期的平均度电成本，而考虑到是通过集中竞价的方式来确定当期的机制电价，那么最有可能达成的出清结果就是竞价的下限。

所以文件中也两处提及“用户承受能力”要作为这个竞价结果的重要参考，而所谓的用户承受能力也可以说就是量化后的需要工商业用户每度电支付的补贴数值。

今天我们就尝试量化一下，借着已经讨论完的增量项目和存量项目机制电价补偿费用，来看看施加于用户这边的补偿压力能有几何。

整体分摊公式

简化起见，我们把存量和增量项目只按电源类型区分为风电和光伏，增量项目的竞价暂时也按这个方式处理。

那么对于存量项目，因为政策落地后，25年6.1之前的存量项目总数已是确定值且不会再增加，而且这类项目统一设定机制电价，不超过当地燃煤基准价，机制电量虽然可以由场站自行申报，但后续年份的补偿电量占当年发电量的比例不得高于上一年。

假设全部场站每年纳入到机制电量是实际总发电量的A倍（A≤1），机制电价为P1，区分风光后，每年纳入补偿的费用就是：

对于增量项目，除首年外，每一年都会有新增量，也会有已经纳入到补偿范围的增量项目。

对这些已经纳入的增量项目，根据其当期出清的电量和机制电价进行补偿，同样区分风光项目。本年度新纳入到补偿范围的增量项目也会有同样的表达式：

这就是某一年内，工商业用户所要面对的三大类项目的补偿费用，每类项目的机制电量比例和机制电价不同，但是却共享着同样的实时交易均价。

短期看，只要存量项目和已纳入的增量项目不退出，那么这些项目对应的补偿金额就不会发生什么变化，总补贴金额变化的来源更多是每年纳入的新增项目，到底能给需要工商业用户分摊的补贴资金池带来多少增量。

长期看，每年在这个补偿池子内的电量会有进有出，不过也要看具体金额的变化。虽然工商业用户的用电量肯定会是一个逐年增幅的状态，但为了3060双碳目标的实现，当地总用电量中消纳风光新能源电量的比例可能要增加的更多。

所以可预见的是每年的补贴金额落到每一度工商业电量的头上都会有上涨，具体能有多少钱，我们不妨做一些极端的测算。

电量的处理

对于存量项目文件中要求衔接现有政策，那么对于电量，大概率就是说存量项目每年纳入到补偿机制的电量和目前当地政府规定的保障性收购比例或者基数电量值一致。

那么这块电量在政策确定后每年基本都是确定量，直到部分项目主动退出或者执行期限到期。

对于增量项目文件中提及要参考当地年度非水可能再生能源消纳指标。

极端地讲，假如把这个指标电量全部纳入到机制补偿范围中，也就是说用全社会用电量×这个百分比指标来作为当年全部的机制电量。

存量项目和已经纳入到范围的增量项目的年机制电量已经确定，那么剩余的就是今年增量项目需要竞价的部分，同样也是工商业用户需要新承担补偿的部分。

电价的处理

对于机制电价，存量项目以当地燃煤基准价为封顶价，暂且假设就是这个数值。

增量项目因为每年都要竞价，所以会根据当期项目的建设成本情况，电力市场供需情况所反映出的市场价格以及用户现存的补偿支付情况来确定本期的价格限制，也就意味着每年机制电价的出清结果也会有所不同。

而且随着新能源项目的建设，也会有越来越多同类项目纳入到市场中参与到竞争，因为边际成本为零的原因，这些同类项目在实时市场的交易均价也会持续走低。

也从极端出发，我们将全部的机制电价暂定为当地的燃煤基准价，实时市场的交易均价选用当地2024年市场交易结果所反映出的风光现货均价。

极端条件下的用户侧费用

我们把前述的度电补偿折价公式按照电量和电价的极端处理后进行简化。

分子变成了全社会用电量×当年非水可再生能源消纳指标×（燃煤基准价-实时市场交易均价），而分母是全社会工商业用电量；

中电联公布2024年全社会用电量中，第二产业的工业和第三产业的服务业用电量占比之和为83.45%。

这样分子和分母就可以约掉全社会总用电量。

整体机制电量中既有风的部分也有光的部分，机制电价已经设定为当地燃煤基准价，从2024年各地风光现货均价看，风电价格是高于光伏的。

也就是说，如果全部补偿电量都是风力发电的话，那么需要补偿的费用会小一些，全是光伏的话那么补偿的费用就会大很多。

这两种情况下我们分别计算后，再看不同地区的极端补偿折价（元/兆瓦时）。

（现货数据来源：兰木达）

因为公布的非水可再生指标各地不同，东部地区较低，西北地区较高，以此作为纳入机制的补偿电量总数的参考，显然西北地区工商业用户的补贴压力较大。

再看山东省，同样作为新能源大省，因为现货报价允许负电价，所以光伏均价相对较低，这也是之前我们在讨论“放宽现货市场价格限制”时提及如果市场还允许负电价申报，那么对于用户的补偿压力相较于其它省份也会提高。

当然，我们这算是比较极端的推算，再罗列一下这些假设条件：

1、全部机制电量 = 当年当地非水可再生能源消纳指标电量

2、机制电价 = 燃煤基准价

3、同类实时交易均价 = 2024年各地现货市场同类交易均价

如果先确定好用户可以承受的度电补偿折价，然后以此为已知条件，也可以反推增量项目当年合理的量与价。

小结

当我们把对136号文的理解视角从新能源主体转化为用户视角后，可以粗略地量化下其承受能力，虽然不精确，但也算是一个不同的角度。

因为非水指标的不同，我们可以预见的是西北风光省份的用户补偿压力明显高于东部省份，而很多电量大，电费成本占比高的企业多在电价较低的西北地区。

本就对电价比较敏感的这些企业，1-2分的增加可能都会带来较大的意见。

正因为如此，如果仅仅从新能源补偿存量项目搁浅成本以及稳定未来增量项目预期的收入的角度来测算机制电量和机制电价的话就会有失偏颇。

所以文件中多次提及用户承受能力、终端用户电价水平等字眼，也就是让我们看待136号文多一个用户侧的视角，毕竟补偿的这份钱是要从这里出的，不能不顾及。

对于工商业用户，自政策落地开始执行起，系统运行费里多出这么一个分摊项就是必然的了，但我觉得136号文的落地对到户电价的影响远不止于此。

在文件的第九条中有这么一句话引起了我的注意，那就是“电网企业可通过市场化方式采购新能源电量作为代理购电来源”，原本在优先发电序列里的部分新能源电量因为入市后身份的转变将不再是计划性电量，这势必会对交叉补贴带来影响，这一点我们下一篇再详细说说。

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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