解读北京电力交易中心“首秀”：银东直流电力交易试点-第2页-北极星输配电网

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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。

原标题：国内西部电站复苏的曙光：初论电力交易

投稿与新闻线索：陈女士微信/手机：13693626116 邮箱：chenchen#bjxmail.com（请将#改成@）

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