銀東直流電力交易的試點是北京電力交易中心成立后的“首秀”，其中涉及新能源行業的部分是由824家發電企業參與的50億度電力競價。專家分析認為，（1）西部四省的電力交易報價上限為0.2182-0.2543元/度，寧夏的區域優勢較大，（2）光伏、風電企業若能緊貼火電企業0.15元/度的邊際成本報價，則能完全搶占火電在電力交易中的份額，（3）目前尚不清晰參與電力交易的電量是否是區域同類裝機發電小時數外的額外獎勵，國內對電力交易熟悉的發電企業也并不多，因此銀東直流電力交易的實際價格可能高于火電的邊際成本。電力交易作為未來十年電改的大方向及16年改善西部限電的重要手段，其對于光伏行業的意義不僅在于提供“以價換量”的收益率下限保障，而且真正統一了電力用戶與新能源企業之間的利益關系。專家認為，當電力交易在西部限電大省全面推行，且光伏系統成本出現顯著的下降后，國內地面電站行業的景氣將出現顯著的改善。目前，國內西部電站復蘇的曙光已經出現！
本周北京電力交易中心掛牌成立，同時發布《2016年度銀東直流跨區電力用戶直接交易試點公告》（以下簡稱“銀東直流電力交易公告”）。而在此之前，甘肅和新疆則分別出臺了關于直接電力交易及發電權交易的相關政策，西部省內的電力交易已經開始展開。由此，電力交易在西部新能源限電大省已經逐步成為一個有一定普遍性意義的行業影響因素。
那么，電力交易對于新能源，特別是光伏行業的影響和意義到底有哪些？是否像行業內企業普遍認為的那樣，電力交易變相降電價從而利空行業？專家將在本文中與大家展開深入的討論。
【銀東直流電力交易情況的具體分析】
一、電力交易的參與主體和交易電量
根據北京電力交易中心于2月28日的銀東直流電力交易公告，銀東直流的3個配套企業+陜西、甘肅、青海、寧夏的824家風、光、火電企業，與山東30家經省政府確認的電力用戶之間展開電力交易。其中，3家配套企業與30家電力用戶間的交易上限為40億度電，四個省份824家風、光、火電企業與30家電力用戶間交易上限為50億度電。而后者的50億度是我們下面討論分析的重點。
二、824家發電企業間的競爭形勢
從824家風、光、火電企業的基本情況來看，共96.4GW總裝機，年發電量約3293億度。其中，風電21.8GW，年發電量315億度；光伏15.7GW，年發電量198億度；火電58.9GW，年發電量2780億度?？紤]電力交易執行時間為16年3-12月共10個月，以50億度為上限的銀東直流電力交易占上述824家發電企業同期總發電量的比例僅約1.8%。因此，各省份、各類型發電企業之間必然形成較為激烈的競爭。
表 1 參與電力交易的824個電站的基本情況
那么，各省份、各類型發電企業之間的競爭會以何種形式展開？哪些省份、哪些類型的發電企業會有較大優勢呢？我們討論如下。
三、各省份發電企業間的競爭分析
要討論各省份間的競爭差異，主要需要討論各省份上網點到銀東直流上網側的輸電費用及網損率差異。而要討論各省份參與電力交易競價上網的價格上限，則要從山東落地側價格向上反推。
對于山東30家電力用戶而言，其在電力交易前的電價：
電力交易前用戶電價=用戶目錄電價=山東脫硫煤電價+山東省內輸配電價（含網損）=山東脫硫煤電價+（用戶目錄電價-山東脫硫煤電價）
本次電力交易后，30家電力用戶的電價公式為：
電力交易后用戶電價=電力交易價格折算到山東的落地價格+山東省內輸配電價（含網損）=電力交易價格折算到山東的落地價格+（用戶目錄電價-山東脫硫煤電價）
由于電力交易不改變山東省內輸配電價，因此，只要電力交易價格折算到山東的落地價格<山東脫硫煤電價（0.3729元/度），對于山東的30家電力用戶而言參與電力交易就是有利可圖的。但如果西部四省發電廠的報價折算到山東的落地價格高于山東的脫硫煤電價，則肯定不會有山東的電力用戶購買其電力。我們根據銀東直流電力交易公告，了解到了各省的穿越網損率、銀東直流網損率、各省輸電價格、西北分布輸電價格、工業企業結構調整專項資金、銀東直流輸配電價的具體參數（如表 2）。由此，可以從山東落地價格的上限（0.3729元/度）反向推算出各地發電企業參與電力交易競價的報價上限。陜西、甘肅、寧夏、青海分別為0.2182元/度、0.2330元/度、0.2543元/度、0.2353元/度。其中，寧夏的競價上網電價上限最高，在四個省份中最具有優勢。
表 2 各省份參與電力交易報價上限的測算
四、各類型發電企業間的競爭分析
接著我們再討論各類型發電企業之間的競爭。而在風、光、火三大電源結構中，對于風電、光伏而言，雖然其綜合發電成本較高，但主要是折舊、利息支出、土地租金、保費、人工等固定成本，邊際可變成本幾乎為零。而對于火電而言，雖然也有較高的固定成本，但畢竟火電消耗大量煤炭，故其邊際可變成本（主要是含運輸的煤炭成本）相對較高。對于火電企業而言，參與電力交易本身是為了擴大盈利，如果電力交易價格低于其邊際可變成本，則將與其初衷背道而馳。因此，火電企業的邊際可變成本，構成了其參與電力交易報價的下限。
那么，火電企業的邊際可變成本折算到每度電，到底有多高呢？我們采用兩種方法：一是從各火電企業的報表中進行分析，二是計算度電耗煤成本。
首先，我們選取了在國內A股上市的最大20家火電企業，從其2014年及2015年中報的財務數據中可以看到，其2015年上半年的可變成本約為其電價的55%左右，而當時四個省份的平均含稅電價為0.34元/度左右（注：2015年至今電價下調了兩次，約5分錢，考慮2015年上半年平均水平，約比當前高4分/度左右），因此，邊際可變成本（含稅）約為0.34×55%=0.187元/度?？紤]到目前的煤炭價格與2015年下半年相當，而比2015年上半年低了約17%，則可以算出，目前的火電邊際可變成本約為0.155元/度。
表 3 國內A股上市的最大20家火電企業可變成本占電價比例的測算分析
其次，我們從度電耗煤成本的角度進行分析。2015年末，全國火電企業發電耗標煤約295克/度，而四個省份的技術水平稍差，度電耗標煤在300-340克區間內，我們按310克/度保守計算。而在煤價方面，目前秦皇島5500大卡的山西優混及5800大卡的大同優混的價格分別為374/噸和408元/噸，折7000大卡標煤價格分別為476元/噸和492元/噸，我們以其均值484元/噸作為秦皇島動力煤標煤價格的估計值。而由于山西距秦皇島和山西距寧夏的距離差不多，火車運輸煤炭的每公里成本又較低，占煤價比重不高，因此，我們可以粗略將秦皇島動力煤價格作為西部省份煤炭價格的估計值。由此，在310克/度的度電煤耗及484元/噸的煤炭價格下，度電含稅耗煤成本約0.150元/度。
綜合上述兩種方法，可以得到在當前煤價下的火電邊際成本約為0.15元/度的結論。
因此，我們可以得到，火電企業參與電力交易的報價下限為0.15元/度。而對于邊際成本幾乎為零的風電、光伏企業而言，則其報價的下限則遠遠低于火電。只要風電、光伏企業貼近火電的邊際成本報價，則火電將無法與其競爭。
那么，風電、光伏企業是否有動力以接近0.15元/度的價格參與電力交易呢？答案顯然是肯定的。原因在于，目前西部省份的風電、光伏正在面臨嚴重的限電。如果參與電力交易，不僅多發電部分可以獲得少量的電費收入，其還能獲得國家高昂的度電補貼。
由此，我們得出結論，只要光伏、風電在電力交易中報價于0.15元/度以下，就能輕松勝出所有的火電企業。
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