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。
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。
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