136号文推出的价格结算机制需要一笔结算费用，这个费用并不在市场内发生，而是核定好之后纳入到系统运行费中，由工商业用户分享或者分摊。
虽说可能存在分享，也就是机制电价差价结算时会发生小于同类项目实时均价的情况，但我觉得一旦这种事情长期出现，那势必也是该类型项目通过躺平的实时市场价格就足以获取不俗的回报，不推出机制还等啥呢？
所以工商业用户会多出的是一个分摊项，相较于过去多出一笔费用。但也有人会说新能源入市可以降低电能量价格，也就是交易电价会降低，最后的到户电谁高谁低还不一定呢。这个新能源入市之后电能量市场的交易价格到底是会高还是会低我觉得要看情况，不能一概而论，这一点我们之后的文章会细说。
但新能源入市对于用户侧到户电价的影响，除了交易电价和增加系统运费子项外，还有一点也不能忽略，那就是交叉补贴。
入市≠优发
新能源电量全量入市后，相当于不再属于优先发电的电源范围。
在电网还以统一电价收购新能源电量时，各地的优发电源主要包括这部分新能源，还有核电，小水电以及三余（余压、余热、余气）发电和部分地区的省外来电等等。
这些优发电源按照国家规定都属于政府定价范畴，根据价格排序优先匹配给电网代理购电中的居民和农业用户，剩余电量可以匹配给电网代购工商业用户或者全部工商业用户。
电网取消统购后，各地出台的保障性收购政策所对应的电量依然还是处于这个优发的范围内，剩余部分才是市场化电量。
那么现在这么大一块电量脱离了优先发电的身份，按照优发优购的匹配规则，如果当地有高于燃煤基准价的优发电源，那么相较于过去，居民农业用户所匹配到的优发电源整体均价将会上浮。
但居民和农业用户依然还在执行相对较低的目录电价，所以在收费不变而购电成本变高的情况下，需要工商业用户来承接的交叉补贴费用自然也会提高。交叉补贴
我们在去年《简析交叉补贴新增损益的产生》一文中曾经详细解释过何为交叉补贴新增损益。
虽然这是一个系统运行费下的二级子项，但也属于一个大杂烩，但凡有些类似的需要工商业用户替居民和农业分担的费用，都可归集于这里。
不过大头还是输配电价的交叉补贴，因为居民和农业用户多数都属于低压用户，从高压到低压需要的输配电资产较多，而且城镇居民用户供电可靠性的要求也比啊较高，进一步会提高给这些保障性用户的供电成本。
通过目录电价收取上来的费用相对固定，而其中首先是要支付给对应采购的电源。
一直以来保障性用户也就是优购用户都是优先匹配低价的优发电源，电费转付给这些电源后，再剔除相关基金，剩余的部分归电网。
不过因为目录电价较低，归属于电网的这些不足以覆盖供电成本，所以会从工商业用户那里收取交叉补贴，这也是为何现在工商业用户每度电所交的输配电价中包含了基期交叉补贴这一项。
这个费用就是用来补偿居民和农业用户的供电成本的，根据上一输配电价监管周期实际成本和补贴情况结合本监管周期预测用电量测算得出。而实际每月具体发生的供电成本和通过输配电价收取上来的交叉补贴费用进行比对，也就发生了交叉补贴缺额，视为新增损益。
这部分损益费用再分享或者分摊给工商业用户，滚动清算。
而136号文将新能源电量从优先发电中移出，势必会抬高居民和农业用户的购电成本，那么在第三监管周期输配电价期间，在已经发行的基期交叉补贴基础上，肯定会增加交叉补贴的应补金额，进而带来交叉补贴新增损益的正向增加。
但136号文全面落地要到26年，而第三监管周期输配电价如果不延期的话也将于26年5月31日到期，交叉补贴新增损益的影响也将止于此。
不过在新的监管周期，这部分补偿也会被考虑在第四监管周期核定的输配电价内，对应输配电价中的基期交叉补贴相较于新能源位于优发序列时必然会提高，而这一切最终都指向工商业用户的到户电价中。
对电网代购工商业用户的影响
136号文的第九条中，有这样一句描述“电?企业可通过市场化?式采购新能源电量作为代理购电来源”。
虽然丢掉了优先发电的身份，但电网还是可以通过其它方式让其成为自己的采购电源之一，那么如果价格排序依然靠前的话，部分被采购的新能源电量还是可以匹配给居民农业用户，和过去一样。
只不过这些新能源电量因为市场化的属性不仅电网可以采购，直接交易用户和售电公司同样可以采购。
不再有之前的定向匹配，取而代之的是市场化的认购，那么电网整体可以购入的电量相比过去也肯定会有所降低，所以抬高居民和农业购电成本的结果不会因为这句话而改变。
但这句还要解决一个事儿，那就是电网企业如何认购新能源电量。
目前为止，电网企业采购电源有两种方式，一种是采购优先发电电源电量，另一种是采购市场化电源电量。
当优先发电电量不足以匹配给居民农业用户和代购工商业用户时，电网企业会到市场上采购部分电量，形式有两种，要么是通过报量不报价的形式接受月度集中竞价结果，要么是通过摘挂牌的形式，摘挂牌电价还是锁定为月度集中竞价的结果。
月内发生的交易逻辑也类似，虽然买卖的电量可以通过预测进行调整，但执行的价格却相对固定，不能像其它市场主体那样自由定价。
既然允许电?企业可通过市场化?式采购新能源电量作为代理购电来源，那么在上述采购市场化电量方式的要求下，如何采购新能源电量就要进行明确的规定。
电网虽然也在市场上发生交易行为，但并非是主动带有套利策略的交易，而是根据政府定下的代理购电规则来交易，所以采购新能源电量也必然要定好采购的规矩。
比如只能在集中市场中采购，不能采用双边协商的形式；又比如只能以关联某个市场价格的形式采购，而不能自己定价。
不论怎样，相比于过去，保障性用户的购电成本将会提高，没准优发电量不够，其中还要掺杂一些市场化电量。
而代理购电用户的采购电量预计将大部分来自于市场采购，不再包含优发电源的部分，除非当地剔除掉新能源电量后的剩余优发电量还有很多，但这并不符合优发总电量和优购总电量匹配的要求。
粗略估计，新能源电量全面入市后，市场化的发电量将达85%以上，而根据中电联2024年全社会用电量统计，居民和农业用电占比全社会用电量为16.55%，也就是说非市场化电量和保障性用电之间几乎持平，这也就意味着电网代理的工商业用户也难有多余的优先发电电量。
那么电网代理购电用户在现货市场交易前的中长期合约将完全由市场化交易行为产生，只不过根据代理购电要求，合约的形成不存在主动定价行为。
而在现货市场里的日前申报，电网企业也会按照预测电量进行申报，不会有任何的策略量在其中。
这也就意味着，代理购电量中不再有优先发电电量，电网企业在电力市场中与售电公司将处于同一水平“竞技”。
届时月结时如果发生了倒挂现象，即零售电费高于对应的代购电费，那么也就不能再说优先发电电源匹配到低价电的事儿了，只能说掺杂了套利策略的售电公司交易行为没有跑赢无策略的电网代理购电。
