解读北京电力交易中心“首秀”：银东直流电力交易试点-第4页-北极星输配电网

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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。

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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