今年，整个新能源行业笼罩在136号文的阴影中。
“天塌了”的小视频，“狼来了”的小作文，不绝于耳，更像是自己把自己给吓死了。
关于这个话题，有太多争论，实在看不下去了，有必要再做进一步分享。政策及细则眼花缭乱，但真正服务于决策的乃是其中关键少数逻辑，真正有价值的也只有非共识。
01
理解机制政策的保障性
136号文的精髓是机制政策。
机制政策的目的是，在电力市场化过程中为新能源平稳过渡、持续发展提供一个保障，更像是一个“缓冲剂”，而且借鉴了海外成熟经验，并不是拍脑袋。
在具体操作上，机制政策提供一定数量（机制电量）和一定价格（机制电价）的结算保障机制，从原来的“保价保量”，到一定程度的“保价保量”，我们更多看到呵护之心，而不是打压之态。
随着新能源发电成本不断降低，新能源装机比例提高，电力结构不断转变，新型电力系统不断进化，电力价格市场化势在必行，就像小孩的成长势不可挡，作为家长必须选择放手，无非是如何放手罢了。
随着山东、广东两地136号文细则（意见稿）的陆续落地，136号文也从模糊逐渐清晰，大家对机制政策的理解也逐渐明了。
心中有底，出手不慌。
在机制电量上，广东和山东都释放了一个相对稳定的预期，广东不超过90%的比例，而山东虽未明确，但其竞价申报充足率不低于125%，也可以简单理解为不超过80%的比例。
在机制电价上，136号文表达相对清晰，增量项目通过竞价确定，但不高于竞价上限，且初期设定竞价下限；竞价上限由各省考虑合理成本收益、绿色价值、电力市场供需形势、用户承受能力等因素确定，且肯定不高于当地煤电基准价；而竞价下限则主要考虑最低成本。
山东明确了其2025年竞价申报充足率不低于125%，至少20%的淘汰率，加上竞价上限和竞价下限，预计最终的机制电价会在度电成本及合理毛利的水平。
以山东分布式光伏为例，若市场最低度电成本在0.25元/kWh的水平，而煤电基准价为0.3949元/kWh，则机制电价水平可能在0.3元/kWh左右，跟现货市场价格是两个概念，没有任何可比性。
在执行期限上，广东明确海上风电项目14年、其他新能源项目12年，到期后不再执行机制电价。
山东、广东是新能源装机及用电大省，而且都是全国首批电力现货市场试点省份，作为国网、南网的典型代表，对后续其他省份的细则出台或有标杆意义，比如近日出台136号细则的广西。
不管怎样，136号文的指导下，新能源入市的量、价、收益框架逐渐明朗，收益模型也随之清晰，在项目投资方面，专业性投资机构反而可以在别人观望时大胆出手了，毕竟优质项目永远是稀缺的。
02
正视市场化收益的可获得性
很多人对市场化非常忧虑，尤其是纯财务投资者。
因为机制政策只是一定程度尤其是一定比例（机制电量）的结算保障，意味着一定会有少部分不会纳入，需要进入市场自谋生路。
对于没有纳入机制电量的部分，不能享受机制电价的好处，只能通过中长期交易、现货交易、辅助服务、绿证等获得收益。
很多人拿“负电价”说事，直呼“天塌了”。
实际上，“负电价”只是现货市场（实时供需）的反映，而且是较小比例。浙江2024年5月1日转入长周期结算试运行至今，负电价时段占比不到2.5%。2024年德国电力现货市场，负电价出清时段占比5%。
而目前现货市场交易电量占比在10%以内，未来或有提升，但中长期合同才始终是发电企业电量电价的“基本盘”，此外还有辅助服务收益和绿证收益等，可见现货市场对总体收益影响比较有限，其中“负电价”更是非常有限。
未来，随着电力市场化推进，机制政策也终将退出，市场化收益也终将成为主流。
可以预期，用不了多久，是否纳入机制将不再敏感，两个不同路径的收益或将走向平衡，市场化收益甚至可能比机制结算收益更高，爱拼才会赢。
当前，市场主体的电力市场化交易经验有限，现货交易试点有限，辅助服务及绿证收益等占比有限，没有经验，自然会有忧虑。
但是，事情毕竟是动态发展的。
我们只能正视电力市场化进程，不断构建这方面的能力，主动适应并积极拥抱市场化时代。
未来的收益模型当中，不可能只考虑确定性的静态收益，必须考虑主动管理的动态收益，否则永远不可能具备可行性，静态思维的投资者也自然会被淘汰。
不进步，则退出。
03
降本空间仍“大有可为”
归根到底，成本是关键。
理论上，只要足够低的投资成本（度电成本），就可以抵抗一切市场化不确定性的顾虑。
实际上，新能源还有很大的降本空间。
这个降本空间，不仅仅是制造端的，更是资源端的。
在2022-2023年前后，本号曾系统分析这个话题，不局限于光伏行业，也包括风电及储能行业，上游制造端的成本不断下降，但投资端的收益率却不升反降，原因就是资源端的成本即各种花式负担太重，其中路条费和居间费等居高不小。
本号在4月底的文章中提到，这是一个全面变革的时代，从产业生态重构，到利益格局重构，再到盈利模式重构，其实不仅光伏，风电甚至储能都适用。
其中，利益格局重构，就是利益重新分配。
制造端的收益始终在地板上，如今光伏组件价格、风机价格、储能系统价格都是一降再降；而投资端的收益率也是总体下降，尤其随着宏观利率下滑，杠杆融资可得性增加，预期收益率从之前8%以上到如今6%左右。
制造端成本下降，投资端收益率下降，必然是中间资源端的成本增加了。
这又是一道小学数学题。
资源端的价值更多是各个地方政策决定的，扶持政策越好，资源价值越高，资源端的议价能力越强，花式负担、路条费和居间费等资源成本就越高。
如今，新能源入市，扶持政策逐步退出，各省细则逐渐落地，资源价值自然走低，也意味着资源成本必须下降了，这是可以预期的必然趋势。
随着新能源项目资源成本的降低，投资成本及度电成本的降低，尽管收益模型发生变化，但通过充分博弈，一定会得到投资人认可的水平，进而形成新的均衡。
如果说新能源是一个蛋糕，永远不用担心没人投资做蛋糕，只是怎么分赃而已。
关于这个话题，光伏和风电的逻辑和套路都是一样的，太阳底下没有新鲜事。
所以，无论是政策本身，还是产业趋势，亦或微观利益格局，136号文之下，新能源远远没有到不能玩的程度，仅仅降本这一项就足够支撑持续可行性了。
相反，在别人尚且观望的时候，尽早出手抢占优质项目，在议价能力强的时候，可以减少资源费用，降低投资成本，在未来竞价格局下反而可以获得更多主动。
投资总是反潮流的，新能源项目投资也是如此。
