昨日我们发表了《机制电价只是一剂缓释药》，有不少网友留言讨论，提出了自己的见解。围绕新政中关于“电量规模、机制电价、竞价”这三个关键点，笔者与多位行业专家展开深入交流。同时，也借鉴了几位资深专家的朋友圈、公开发言，整理如下，供大家参考借鉴。
政策底色：以中国特色制度优势弥合转型鸿沟
从2023年下半年开始，新能源进入电力市场的行业认知一步步加深。
电能量价格整体下行，叠加现货市场放开后电价峰谷差拉大，光伏大发而用电需求不足的时段甚至出现"负电价"，传统财务测算模型失效，新能源投资决策难度骤升;新能源波动性带来的调节成本逐渐显性化，系统成本分摊压力逐渐加大，发电收益进一步降低;绿证刚需不足，资产定价中新能源环境溢价未能充分体现......
新能源行业“保电量”已经没有可能，“入市”意味着"保电价"也成为过去时，政策制定者亦在"稳定投资"与"深化改革"间寻求平衡。这些抉择背后，是中国新能源产业从“政策驱动”转向“市场驱动”的阵痛，更是新型电力系统构建的必经考验。
随着136号文的落地，“新老划断、2025年6月1日之后的新能源项目全部入市”等，我们可以看到，政策的基调是兼顾"稳定预期、减少负担、加速转型"。
有业内人士评论“这一制度设计，既非简单回归计划，亦非放任市场裸奔，而是以中国特色制度优势弥合转型鸿沟。”笔者十分认同。
“机制电价”到底怎么算?
当我们理清政策底色之后，就可以明确该文件的核心是“稳预期、市场化”。
在这个核心引领之下，我们再来根据文件探讨“机制电价”到底怎么算。
整个电价结算机制遵循“多退少补”的逻辑。对于存量项目，若市场电价高于机制电价，企业需将超出部分返还电网(“多退”);若市场电价低于机制电价，电网向企业补足差价(“少补”)。这个大家是基本无异议的。
机制电价是各省以煤电基准价为基础，综合考虑各类项目成本、行业平均利润等测算出的托底水平，是电费结算的基准，但并非长期固定。
存量项目
从政策原文看，存量项目每年执行机制的电量比例虽自主确定，但“不得高于上一年”，这就意味存量项目的市场化比例会逐渐上升，现行电价政策的影响权重将减小，直到完全市场化。
“鼓励新能源项目通过设备改造等方式，主动参与市场竞争”也体现出了政策的最终希望还是“尽快全部市场化”。
“稳定预期”，不是“稳定收益”，更不是“稳定高收益”。机制电价的本质是提供了一个稳定预期的工具，让濒临崩塌的财务模型重新有一个锚点。
对于不同时期并网、开发成本不同的存量项目，参与执行机制电价的积极性与难度也各有不同。这其中的艰辛，我们非常理解，但开发企业目前能做的，也只有提高政治站位，合理利用现有政策，为存量项目争取更多电价以外收益。同时，努力在用电需求高的地区开发更多项目，从严控制前期、后期各种非技术成本投入，降低LCOE，提高公司整体收益水平。
增量项目
增量项目的机制电价是通过竞价形成，并且竞价上限由各地省级价格主管部门确定。纳入机制的电量规模也是由各地根据国家下达的年度非水电可再生能源店里消纳责任权重完成情况等因素确定。
关于如何测算及依据，中金财富期货对此做出了举例，可以帮助理解，也可以对此进行探讨。
表格举例只为方便大家理解文件，具体测算还要结合当地电力交易政策。
从上述内容，我们可以得出结论，电力交易过程中，申报的交易价格太低，拿到的结算电价较低;申报的电价太高，存在不能成交的风险。
值得注意的是，新能源电价的全面市场化也将彻底改变各省的风光指标分配格局，“产业换资源”的模式需要更新，“从电费收入中拿出一定比例支持地方经济发展”也可能无法继续，因为通过交易形成的电价可能很低，无法满足地方“狮子大开口”，双方将进入新一轮博弈。正如中国新能源电力投融资联盟秘书长彭澎所说，“过去几年间‘落产能、拿项目’的游戏即将结束，省级政府在分配项目指标时将有更大话语权，接下来可能会有省份搞全省的新能源大排名。”
温和的外表之下
我们知道，政策是有时效性的。
政策对于新能源行业的扶持与关怀、设置机制电价的纽带作用、对企业增强竞争力的激励作用，是肯定的。
同时，也应看到，政策对于“深化市场改革”的决心也是毋庸置疑的。
实际执行结果，更多还要看各省的落地政策。
