银东直流电力交易的试点是北京电力交易中心成立后的“首秀”，其中涉及新能源行业的部分是由824家发电企业参与的50亿度电力竞价。专家分析认为，（1）西部四省的电力交易报价上限为0.2182-0.2543元/度，宁夏的区域优势较大，（2）光伏、风电企业若能紧贴火电企业0.15元/度的边际成本报价，则能完全抢占火电在电力交易中的份额，（3）目前尚不清晰参与电力交易的电量是否是区域同类装机发电小时数外的额外奖励，国内对电力交易熟悉的发电企业也并不多，因此银东直流电力交易的实际价格可能高于火电的边际成本。电力交易作为未来十年电改的大方向及16年改善西部限电的重要手段，其对于光伏行业的意义不仅在于提供“以价换量”的收益率下限保障，而且真正统一了电力用户与新能源企业之间的利益关系。专家认为，当电力交易在西部限电大省全面推行，且光伏系统成本出现显著的下降后，国内地面电站行业的景气将出现显著的改善。目前，国内西部电站复苏的曙光已经出现！

本周北京电力交易中心挂牌成立，同时发布《2016年度银东直流跨区电力用户直接交易试点公告》（以下简称“银东直流电力交易公告”）。而在此之前，甘肃和新疆则分别出台了关于直接电力交易及发电权交易的相关政策，西部省内的电力交易已经开始展开。由此，电力交易在西部新能源限电大省已经逐步成为一个有一定普遍性意义的行业影响因素。

那么，电力交易对于新能源，特别是光伏行业的影响和意义到底有哪些？是否像行业内企业普遍认为的那样，电力交易变相降电价从而利空行业？专家将在本文中与大家展开深入的讨论。

【银东直流电力交易情况的具体分析】

一、电力交易的参与主体和交易电量

根据北京电力交易中心于2月28日的银东直流电力交易公告，银东直流的3个配套企业+陕西、甘肃、青海、宁夏的824家风、光、火电企业，与山东30家经省政府确认的电力用户之间展开电力交易。其中，3家配套企业与30家电力用户间的交易上限为40亿度电，四个省份824家风、光、火电企业与30家电力用户间交易上限为50亿度电。而后者的50亿度是我们下面讨论分析的重点。

二、824家发电企业间的竞争形势

从824家风、光、火电企业的基本情况来看，共96.4GW总装机，年发电量约3293亿度。其中，风电21.8GW，年发电量315亿度；光伏15.7GW，年发电量198亿度；火电58.9GW，年发电量2780亿度。考虑电力交易执行时间为16年3-12月共10个月，以50亿度为上限的银东直流电力交易占上述824家发电企业同期总发电量的比例仅约1.8%。因此，各省份、各类型发电企业之间必然形成较为激烈的竞争。

表 1 参与电力交易的824个电站的基本情况

那么，各省份、各类型发电企业之间的竞争会以何种形式展开？哪些省份、哪些类型的发电企业会有较大优势呢？我们讨论如下。

三、各省份发电企业间的竞争分析

要讨论各省份间的竞争差异，主要需要讨论各省份上网点到银东直流上网侧的输电费用及网损率差异。而要讨论各省份参与电力交易竞价上网的价格上限，则要从山东落地侧价格向上反推。

对于山东30家电力用户而言，其在电力交易前的电价：

电力交易前用户电价=用户目录电价=山东脱硫煤电价+山东省内输配电价（含网损）=山东脱硫煤电价+（用户目录电价-山东脱硫煤电价）

本次电力交易后，30家电力用户的电价公式为：

电力交易后用户电价=电力交易价格折算到山东的落地价格+山东省内输配电价（含网损）=电力交易价格折算到山东的落地价格+（用户目录电价-山东脱硫煤电价）

由于电力交易不改变山东省内输配电价，因此，只要电力交易价格折算到山东的落地价格<山东脱硫煤电价（0.3729元/度），对于山东的30家电力用户而言参与电力交易就是有利可图的。但如果西部四省发电厂的报价折算到山东的落地价格高于山东的脱硫煤电价，则肯定不会有山东的电力用户购买其电力。我们根据银东直流电力交易公告，了解到了各省的穿越网损率、银东直流网损率、各省输电价格、西北分布输电价格、工业企业结构调整专项资金、银东直流输配电价的具体参数（如表 2）。由此，可以从山东落地价格的上限（0.3729元/度）反向推算出各地发电企业参与电力交易竞价的报价上限。陕西、甘肃、宁夏、青海分别为0.2182元/度、0.2330元/度、0.2543元/度、0.2353元/度。其中，宁夏的竞价上网电价上限最高，在四个省份中最具有优势。

表 2 各省份参与电力交易报价上限的测算

四、各类型发电企业间的竞争分析

接着我们再讨论各类型发电企业之间的竞争。而在风、光、火三大电源结构中，对于风电、光伏而言，虽然其综合发电成本较高，但主要是折旧、利息支出、土地租金、保费、人工等固定成本，边际可变成本几乎为零。而对于火电而言，虽然也有较高的固定成本，但毕竟火电消耗大量煤炭，故其边际可变成本（主要是含运输的煤炭成本）相对较高。对于火电企业而言，参与电力交易本身是为了扩大盈利，如果电力交易价格低于其边际可变成本，则将与其初衷背道而驰。因此，火电企业的边际可变成本，构成了其参与电力交易报价的下限。

那么，火电企业的边际可变成本折算到每度电，到底有多高呢？我们采用两种方法：一是从各火电企业的报表中进行分析，二是计算度电耗煤成本。

首先，我们选取了在国内A股上市的最大20家火电企业，从其2014年及2015年中报的财务数据中可以看到，其2015年上半年的可变成本约为其电价的55%左右，而当时四个省份的平均含税电价为0.34元/度左右（注：2015年至今电价下调了两次，约5分钱，考虑2015年上半年平均水平，约比当前高4分/度左右），因此，边际可变成本（含税）约为0.34×55%=0.187元/度。考虑到目前的煤炭价格与2015年下半年相当，而比2015年上半年低了约17%，则可以算出，目前的火电边际可变成本约为0.155元/度。

表 3 国内A股上市的最大20家火电企业可变成本占电价比例的测算分析

其次，我们从度电耗煤成本的角度进行分析。2015年末，全国火电企业发电耗标煤约295克/度，而四个省份的技术水平稍差，度电耗标煤在300-340克区间内，我们按310克/度保守计算。而在煤价方面，目前秦皇岛5500大卡的山西优混及5800大卡的大同优混的价格分别为374/吨和408元/吨，折7000大卡标煤价格分别为476元/吨和492元/吨，我们以其均值484元/吨作为秦皇岛动力煤标煤价格的估计值。而由于山西距秦皇岛和山西距宁夏的距离差不多，火车运输煤炭的每公里成本又较低，占煤价比重不高，因此，我们可以粗略将秦皇岛动力煤价格作为西部省份煤炭价格的估计值。由此，在310克/度的度电煤耗及484元/吨的煤炭价格下，度电含税耗煤成本约0.150元/度。

综合上述两种方法，可以得到在当前煤价下的火电边际成本约为0.15元/度的结论。

因此，我们可以得到，火电企业参与电力交易的报价下限为0.15元/度。而对于边际成本几乎为零的风电、光伏企业而言，则其报价的下限则远远低于火电。只要风电、光伏企业贴近火电的边际成本报价，则火电将无法与其竞争。

那么，风电、光伏企业是否有动力以接近0.15元/度的价格参与电力交易呢？答案显然是肯定的。原因在于，目前西部省份的风电、光伏正在面临严重的限电。如果参与电力交易，不仅多发电部分可以获得少量的电费收入，其还能获得国家高昂的度电补贴。

由此，我们得出结论，只要光伏、风电在电力交易中报价于0.15元/度以下，就能轻松胜出所有的火电企业。