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(yè)的部分是由824家發(fā)電企業(yè)參與的50億度電力競價。專家分析認(rèn)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(qū)域優(yōu)勢較大，(2)光伏、風(fēng)電企業(yè)若能緊貼火電企業(yè)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(qū)域同類裝機(jī)發(fā)電小時數(shù)外的額外獎勵，國內(nèi)對電力交易熟悉的發(fā)電企業(yè)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(yè)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(tǒng)一了電力用戶與新能源企業(yè)之間的利益關(guān)系。專家認(rèn)為，當(dāng)電力交易在西部限電大省全面推行，且光伏系統(tǒng)成本出現(xiàn)顯著的下降后，國內(nèi)地面電站行業(yè)的景氣將出現(xiàn)顯著的改善。目前，國內(nèi)西部電站復(fù)蘇的曙光已經(jīng)出現(xiàn)!

本周北京電力交易中心掛牌成立，同時發(fā)布《2016年度銀東直流跨區(qū)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(guān)于直接電力交易及發(fā)電權(quán)交易的相關(guān)政策，西部省內(nèi)的電力交易已經(jīng)開始展開。由此，電力交易在西部新能源限電大省已經(jīng)逐步成為一個有一定普遍性意義的行業(yè)影響因素。

那么，電力交易對于新能源，特別是光伏行業(yè)的影響和意義到底有哪些?是否像行業(yè)內(nèi)企業(yè)普遍認(rèn)為的那樣，電力交易變相降電價從而利空行業(yè)?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(jù)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(yè)+陜西、甘肅、青海、寧夏的824家風(fēng)、光、火電企業(yè)，與山東30家經(jīng)省政府確認(rèn)的電力用戶之間展開電力交易。其中，3家配套企業(yè)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(fēng)、光、火電企業(yè)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(fā)電企業(yè)間的競爭形勢

從824家風(fēng)、光、火電企業(yè)的基本情況來看，共96.4GW總裝機(jī)，年發(fā)電量約3293億度。其中，風(fēng)電21.8GW，年發(fā)電量315億度;光伏15.7GW，年發(fā)電量198億度;火電58.9GW，年發(fā)電量2780億度。考慮電力交易執(zhí)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(fā)電企業(yè)同期總發(fā)電量的比例僅約1.8%。因此，各省份、各類型發(fā)電企業(yè)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(fā)電企業(yè)之間的競爭會以何種形式展開?哪些省份、哪些類型的發(fā)電企業(yè)會有較大優(yōu)勢呢?我們討論如下。

三、各省份發(fā)電企業(yè)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(wǎng)點到銀東直流上網(wǎng)側(cè)的輸電費用及網(wǎng)損率差異。而要討論各省份參與電力交易競價上網(wǎng)的價格上限，則要從山東落地側(cè)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(nèi)輸配電價(含網(wǎng)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(nèi)輸配電價(含網(wǎng)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(nèi)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(fā)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(jù)銀東直流電力交易公告，了解到了各省的穿越網(wǎng)損率、銀東直流網(wǎng)損率、各省輸電價格、西北分布輸電價格、工業(yè)企業(yè)結(jié)構(gòu)調(diào)整專項資金、銀東直流輸配電價的具體參數(shù)(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(fā)電企業(yè)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(wǎng)電價上限最高，在四個省份中最具有優(yōu)勢。

表2 各省份參與電力交易報價上限的測算

四、各類型發(fā)電企業(yè)間的競爭分析

接著我們再討論各類型發(fā)電企業(yè)之間的競爭。而在風(fēng)、光、火三大電源結(jié)構(gòu)中，對于風(fēng)電、光伏而言，雖然其綜合發(fā)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?shù)拿禾砍杀?相對較高。對于火電企業(yè)而言，參與電力交易本身是為了擴(kuò)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(yè)的邊際可變成本，構(gòu)成了其參與電力交易報價的下限。

那么，火電企業(yè)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(yè)的報表中進(jìn)行分析，二是計算度電耗煤成本。

首先，我們選取了在國內(nèi)A股上市的最大20家火電企業(yè)，從其2014年及2015年中報的財務(wù)數(shù)據(jù)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(dāng)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(diào)了兩次，約5分錢，考慮2015年上半年平均水平，約比當(dāng)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(dāng)，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(nèi)A股上市的最大20家火電企業(yè)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(jìn)行分析。2015年末，全國火電企業(yè)發(fā)電耗標(biāo)煤約295克/度，而四個省份的技術(shù)水平稍差，度電耗標(biāo)煤在300-340克區(qū)間內(nèi)，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(yōu)混及5800大卡的大同優(yōu)混的價格分別為374/噸和408元/噸，折7000大卡標(biāo)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(biāo)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(dāng)前煤價下的火電邊際成本約為0.15元/度的結(jié)論。

因此，我們可以得到，火電企業(yè)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(fēng)電、光伏企業(yè)而言，則其報價的下限則遠(yuǎn)遠(yuǎn)低于火電。只要風(fēng)電、光伏企業(yè)貼近火電的邊際成本報價，則火電將無法與其競爭。

那么，風(fēng)電、光伏企業(yè)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(fēng)電、光伏正在面臨嚴(yán)重的限電。如果參與電力交易，不僅多發(fā)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(jié)論，只要光伏、風(fēng)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(yè)。

五、新能源電站間的理論競爭

由表1中我們可以得到，剔除58.9GW的火電企業(yè)后，參與電力交易競爭的只有37.5GW的風(fēng)電和光伏，其年發(fā)電量合計513億度，如果按月份簡單推算，3-12月的發(fā)電量約427億度。而根據(jù)銀東直流電力交易公告，風(fēng)電、光伏產(chǎn)于電力交易的比例只有30%，由此，真正可參與電力交易的電量約128億度。即，128億度發(fā)電量競爭50億度的電力交易指標(biāo)。

由此，我們發(fā)現(xiàn)，本次銀東直流電力交易電量對于四個省份的風(fēng)電光伏企業(yè)而言，還是有一定分量的，在電力交易不影響各省調(diào)度計劃的假設(shè)前提(未經(jīng)證實)下，可以平均改善約11%的限電率。

但為了競爭上述50億度電力交易指標(biāo)，則四個省份的風(fēng)電、光伏電廠之間仍然是激烈的。其中，寧夏由于輸電價格及網(wǎng)損率較低，相比陜西、甘肅、青海分別有0.0361元/度、0.0213元/度、0.019元/度的優(yōu)勢。其只要報價在0.0361元/度以下，就可以勝出所有的陜西電站，只要報價在0.0213元/度以下，就可以勝出所有的甘肅電站，只要報價在0.019元/度以下，就可以勝出所有的青海電站。然而，根據(jù)我們的測算，就算所有的寧夏新能源電站全部報接近于0的價格，其消化的額度只有35億度。接著，由于青海的輸電價格及網(wǎng)損率優(yōu)勢，青海的新能源電站開始消化額度，經(jīng)計算上限為20億度。由此，寧夏+青海的額度總和達(dá)55億度，超過了50億度的上限，陜西和甘肅則不再有機(jī)會參與。當(dāng)然，要出現(xiàn)上述情況，寧夏新能源電站的報價必須全部報在0.0213元/度以下，而青海新能源電站的報價則必須報在0.0023元/度以下。上述報價都幾乎是“零報價”了。

六、824個電站間的實際競爭結(jié)果預(yù)測

我們目前還沒有在公開材料中看到銀東直流電力交易的結(jié)果。但我們認(rèn)為，實際情況一定不會出現(xiàn)我們上述理論分析的結(jié)果，原因如下：(1)寧夏、青海的光伏、風(fēng)電的年限電率并沒有達(dá)到30%，因此，沒有必要足額消化30%的額度。因此，指標(biāo)會溢出到甘肅和陜西。(2)銀東直流電力交易公告中并沒有說明，參與電力交易的部分是否作為額外發(fā)電小時數(shù)的獎勵。如果新能源電站參與電力交易的部分發(fā)電量不是純粹的額外獎勵，則新能源企業(yè)必然沒有太強(qiáng)的動力參加。而由于北京電力交易中心與各地的調(diào)度之間的協(xié)調(diào)機(jī)制目前并沒有出現(xiàn)在公告中，因此新能源企業(yè)不會有太強(qiáng)的信心去報低價。(3)目前，國內(nèi)電力交易剛開始試點，懂得電力交易的人不多，可能存在新能源企業(yè)因為不懂電力交易而不參與或嘗試性參與的情形。

因此，非常有可能的情況是，最終在電力交易過程中中標(biāo)的電站，不僅包含光伏、風(fēng)電的身影，還有可能包含火電的身影，而電力交易的價格結(jié)果則非常有可能超過0.15元/度。

此外，由于火電企業(yè)在公開材料中也無法得到“參與電力交易電量是否是正常發(fā)電小時數(shù)外的獎勵”的準(zhǔn)確信息，且也沒有太多懂得電力交易的人才，因此，火電企業(yè)中的觀望情緒也非常有可能出現(xiàn)。當(dāng)然，由于50億度電占824家電站同期發(fā)電量的比例不足2%，我們認(rèn)為大概率上不會出現(xiàn)50億度沒有分配完的情形。

【電力交易：西部新能源電站景氣改善的曙光】

從銀東直流電力交易中，我們看到了西部嚴(yán)重限電地區(qū)新能源電站景氣改善的曙光。

首先，在2015年11月底發(fā)改委、能源局印發(fā)的6個電改配套文件中，傳遞給全市場的信號是，在未來的十年中，中國的電力體制改革將沿著中共中央9號文及上述6個配套文件的方向展開。其次，在深刻認(rèn)識到目前西部新能源限電問題的嚴(yán)重性后，2016年2月能源局《關(guān)于做好“三北”地區(qū)可再生能源消納工作的通知》，將電力交易和自備電廠電力置換作為兩大解決限電問題的措施(兩者的本質(zhì)是接近的)，做到“以價換量”，而整個2016年，解決限電問題也將成為能源局新能源工作的核心工作之一。因此，專家認(rèn)為，西部限電大省的電力交易將不局限于目前看到的這些試點，參與電力交易的電量占新能源發(fā)電的比重將不斷提升。

那么，電力交易如何實現(xiàn)“以價換量”，以提升新能源企業(yè)的利潤呢?對于限電較為嚴(yán)重的地區(qū)而言，限電意味著無論是電費還是補貼都一分錢都無法拿到，而如果超出可再生能源保障性利用小時數(shù)的部分可以參與電力交易，哪怕價格只有0.10元/度，甚至是0，光伏、風(fēng)電還至少有補貼可以獲取(雖然會拖延)，這就是“以價換量”所帶來的好處——提升新能源企業(yè)的利潤表及現(xiàn)金流量表?？梢哉f，電力交易如果全面推開，則在補貼一定的情況下，給予了新能源企業(yè)的利潤表一個安全墊，使其不會陷入30%以上限電的“無底洞”。

但電力交易對于新能源的作用絕非僅僅在保障收益下限的層面上，專家認(rèn)為，電力交易的最大意義在于真正統(tǒng)一了新能源企業(yè)與電力用戶的經(jīng)濟(jì)利益。其實，目前風(fēng)電、光伏的限電原因中，利益一致性問題是我們在此前一直沒有重點討論的，但其實這個問題確實存在，而且非常重要。我們之前將限電歸結(jié)于新能源占比過高、區(qū)域消納能力不足、外輸通道建設(shè)緩慢、火電裝機(jī)沖動較強(qiáng)等因素。但是，如果新能源參與電力直接交易，那么受益的必然是電力用戶，電力用戶將有足夠強(qiáng)的動機(jī)去使用低價的新能源電力而非火電。而在2015年以前，消納新能源發(fā)電對于電力用戶而言，沒有任何的經(jīng)濟(jì)利益，最多只是提升了企業(yè)社會責(zé)任的履行。

因此，專家堅定的認(rèn)為，“將經(jīng)濟(jì)利益讓渡于電力用戶”的電力交易，將大大改善新能源的限電問題，并真正實現(xiàn)需求側(cè)驅(qū)動的能源結(jié)構(gòu)替代，從而讓新能源行業(yè)重新煥發(fā)出生機(jī)。

當(dāng)然，電力交易的展開以降低電價的方式改善限電，畢竟是慘烈的，其對于已經(jīng)建成的新能源電站而言是一個IRR永久性降低的過程。但對于新增裝機(jī)而言，光伏行業(yè)的系統(tǒng)成本仍在較快速的下降，由此可以抵補因電價下降導(dǎo)致的IRR下降。我們測算如下：

表4 電力交易全面推廣后的行業(yè)景氣恢復(fù)

 

從表4中可以看出，(1)對于30%嚴(yán)重限電地區(qū)，如果全面實現(xiàn)電力交易后其限電率降低至0%，但全部上網(wǎng)電價緊貼0.15元/度的火電邊際可變成本，那么在電力交易開展前后的IRR是基本接近的(5.4%Vs5.3%)。也就是說，對于限電率超過30%的地區(qū)，全面實現(xiàn)電力交易可以大幅改善利潤表。電力交易保證了既有光伏電站的IRR不會差于限電30%的情形。(2)當(dāng)每W系統(tǒng)成本降低至6.3元/W、5.6元/W(相比目前降低12%和22%)時，新項目的無杠桿IRR可以分別達(dá)到9.0%和10.6%，前者是國內(nèi)主流民營企業(yè)對項目IRR的基礎(chǔ)要求，后者則恢復(fù)到限電前的情形。

因此，未來一段時間內(nèi)，西部省份新增裝機(jī)IRR要出現(xiàn)顯著回升，一方面取決于電力交易后的“以價換量”，另一方面則取決于系統(tǒng)成本的下降。而考慮到2016年6月中國搶裝完成后終端需求的大幅下降，及2017年3月日本搶裝完成后終端需求的大幅下降，我們認(rèn)為組件成本的大幅下降及BOS的成本下降將成為一個大概率事件。需要等待的只是時間和產(chǎn)業(yè)鏈景氣下行的向上傳導(dǎo)與向下反饋。

專家認(rèn)為，從2016年3月開始，我們對下游電站景氣看法的悲觀將從“看不到解決方法和改善路徑的悲觀”變?yōu)?ldquo;可以預(yù)期到解決方法和改善路徑的悲觀”。電力交易+系統(tǒng)成本下降，將成為國內(nèi)西部電站復(fù)蘇的曙光!

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