【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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