五、新能源电站间的理论竞争
由表 1中我们可以得到，剔除58.9GW的火电企业后，参与电力交易竞争的只有37.5GW的风电和光伏，其年发电量合计513亿度，如果按月份简单推算，3-12月的发电量约427亿度。而根据银东直流电力交易公告，风电、光伏产于电力交易的比例只有30%，由此，真正可参与电力交易的电量约128亿度。即，128亿度发电量竞争50亿度的电力交易指标。
由此，我们发现，本次银东直流电力交易电量对于四个省份的风电光伏企业而言，还是有一定分量的，在电力交易不影响各省调度计划的假设前提（未经证实）下，可以平均改善约11%的限电率。
但为了竞争上述50亿度电力交易指标，则四个省份的风电、光伏电厂之间仍然是激烈的。其中，宁夏由于输电价格及网损率较低，相比陕西、甘肃、青海分别有0.0361元/度、0.0213元/度、0.019元/度的优势。其只要报价在0.0361元/度以下，就可以胜出所有的陕西电站，只要报价在0.0213元/度以下，就可以胜出所有的甘肃电站，只要报价在0.019元/度以下，就可以胜出所有的青海电站。然而，根据我们的测算，就算所有的宁夏新能源电站全部报接近于0的价格，其消化的额度只有35亿度。接着，由于青海的输电价格及网损率优势，青海的新能源电站开始消化额度，经计算上限为20亿度。由此，宁夏+青海的额度总和达55亿度，超过了50亿度的上限，陕西和甘肃则不再有机会参与。当然，要出现上述情况，宁夏新能源电站的报价必须全部报在0.0213元/度以下，而青海新能源电站的报价则必须报在0.0023元/度以下。上述报价都几乎是“零报价”了。
六、824个电站间的实际竞争结果预测
我们目前还没有在公开材料中看到银东直流电力交易的结果。但我们认为，实际情况一定不会出现我们上述理论分析的结果，原因如下：（1）宁夏、青海的光伏、风电的年限电率并没有达到30%，因此，没有必要足额消化30%的额度。因此，指标会溢出到甘肃和陕西。（2）银东直流电力交易公告中并没有说明，参与电力交易的部分是否作为额外发电小时数的奖励。如果新能源电站参与电力交易的部分发电量不是纯粹的额外奖励，则新能源企业必然没有太强的动力参加。而由于北京电力交易中心与各地的调度之间的协调机制目前并没有出现在公告中，因此新能源企业不会有太强的信心去报低价。（3）目前，国内电力交易刚开始试点，懂得电力交易的人不多，可能存在新能源企业因为不懂电力交易而不参与或尝试性参与的情形。
因此，非常有可能的情况是，最终在电力交易过程中中标的电站，不仅包含光伏、风电的身影，还有可能包含火电的身影，而电力交易的价格结果则非常有可能超过0.15元/度。
此外，由于火电企业在公开材料中也无法得到“参与电力交易电量是否是正常发电小时数外的奖励”的准确信息，且也没有太多懂得电力交易的人才，因此，火电企业中的观望情绪也非常有可能出现。当然，由于50亿度电占824家电站同期发电量的比例不足2%，我们认为大概率上不会出现50亿度没有分配完的情形。
【电力交易：西部新能源电站景气改善的曙光】
从银东直流电力交易中，我们看到了西部严重限电地区新能源电站景气改善的曙光。
首先，在2015年11月底发改委、能源局印发的6个电改配套文件中，传递给全市场的信号是，在未来的十年中，中国的电力体制改革将沿着中共中央9号文及上述6个配套文件的方向展开。其次，在深刻认识到目前西部新能源限电问题的严重性后，2016年2月能源局《关于做好“三北”地区可再生能源消纳工作的通知》，将电力交易和自备电厂电力置换作为两大解决限电问题的措施（两者的本质是接近的），做到“以价换量”，而整个2016年，解决限电问题也将成为能源局新能源工作的核心工作之一。因此，专家认为，西部限电大省的电力交易将不局限于目前看到的这些试点，参与电力交易的电量占新能源发电的比重将不断提升。
那么，电力交易如何实现“以价换量”，以提升新能源企业的利润呢？对于限电较为严重的地区而言，限电意味着无论是电费还是补贴都一分钱都无法拿到，而如果超出可再生能源保障性利用小时数的部分可以参与电力交易，哪怕价格只有0.10元/度，甚至是0，光伏、风电还至少有补贴可以获取（虽然会拖延），这就是“以价换量”所带来的好处——提升新能源企业的利润表及现金流量表。可以说，电力交易如果全面推开，则在补贴一定的情况下，给予了新能源企业的利润表一个安全垫，使其不会陷入30%以上限电的“无底洞”。
但电力交易对于新能源的作用绝非仅仅在保障收益下限的层面上，专家认为，电力交易的最大意义在于真正统一了新能源企业与电力用户的经济利益。其实，目前风电、光伏的限电原因中，利益一致性问题是我们在此前一直没有重点讨论的，但其实这个问题确实存在，而且非常重要。我们之前将限电归结于新能源占比过高、区域消纳能力不足、外输通道建设缓慢、火电装机冲动较强等因素。但是，如果新能源参与电力直接交易，那么受益的必然是电力用户，电力用户将有足够强的动机去使用低价的新能源电力而非火电。而在2015年以前，消纳新能源发电对于电力用户而言，没有任何的经济利益，最多只是提升了企业社会责任的履行。
因此，专家坚定的认为，“将经济利益让渡于电力用户”的电力交易，将大大改善新能源的限电问题，并真正实现需求侧驱动的能源结构替代，从而让新能源行业重新焕发出生机。
当然，电力交易的展开以降低电价的方式改善限电，毕竟是惨烈的，其对于已经建成的新能源电站而言是一个IRR永久性降低的过程。但对于新增装机而言，光伏行业的系统成本仍在较快速的下降，由此可以抵补因电价下降导致的IRR下降。我们测算如下：
表 4 电力交易全面推广后的行业景气恢复
从表 4中可以看出，（1）对于30%严重限电地区，如果全面实现电力交易后其限电率降低至0%，但全部上网电价紧贴0.15元/度的火电边际可变成本，那么在电力交易开展前后的IRR是基本接近的（5.4% Vs 5.3%）。也就是说，对于限电率超过30%的地区，全面实现电力交易可以大幅改善利润表。电力交易保证了既有光伏电站的IRR不会差于限电30%的情形。（2）当每W系统成本降低至6.3元/W、5.6元/W（相比目前降低12%和22%）时，新项目的无杠杆IRR可以分别达到9.0%和10.6%，前者是国内主流民营企业对项目IRR的基础要求，后者则恢复到限电前的情形。
因此，未来一段时间内，西部省份新增装机IRR要出现显著回升，一方面取决于电力交易后的“以价换量”，另一方面则取决于系统成本的下降。而考虑到2016年6月中国抢装完成后终端需求的大幅下降，及2017年3月日本抢装完成后终端需求的大幅下降，我们认为组件成本的大幅下降及BOS的成本下降将成为一个大概率事件。需要等待的只是时间和产业链景气下行的向上传导与向下反馈。
专家认为，从2016年3月开始，我们对下游电站景气看法的悲观将从“看不到解决方法和改善路径的悲观”变为“可以预期到解决方法和改善路径的悲观”。电力交易+系统成本下降，将成为国内西部电站复苏的曙光！
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