一、市场化是电改的本质
2015年中国建国以来首次出现全国范围内的电力过剩。与此同时，以中共中央9号文及6个配套文件的出台为标志，进一步的电力体制改革全面启动。
从本轮电力体制改革的主要思路来看，一是构建市场化的电力交易体系，二是改变电网的盈利模式和定位。其中，电网盈利模式和定位的改变，是电力交易市场化的根本保障--电改不仅要求电网让渡出选择发电机组类型及厂商的权利于市场，也将由此减少可能的地方保护。
市场化，意味着售电侧垄断放开后的需求信号将与竞争已然相对激烈的发电侧进行充分交换，意味着电力这一看不见摸不着、需要瞬时出清、输送过程存在天然垄断特征的商品将真正开始由供求关系决定其价格。
二、区域电力定价模型
对于一切市场化交易的商品而言，其价格的决定因素必然是供求关系。区域电力的短期供给曲线由各能源类型电力企业的边际成本曲线构成，长期供给曲线由电力企业总成本的高低所决定。经SOLARZOOM新能源智库测算梳理，火电、水电、风电、光伏的边际成本及经度电补贴调整后的总成本如下表所示：
由此可以看到，在当前对新能源的补贴力度下，无论是短期还是长期，新能源相对于火电均存在着明显的成本优势。而区域电力市场的短期供求关系曲线则如下图所示：
利用上述电力短期供求关系模型，可以方便的预测出电价的趋势变化。在不同的区域，电价受以下三大关键因素的影响：(1)电源与负荷的比例关系，(2)可再生能源装机占比的高低，(3)需求的波动。
其中，电源与负荷的比例关系可以用“当地发电用电量之比”指标来表征：如果发电用电比小于80%，则认为电源显着少于负荷，需求曲线位置偏右方，市场化的电价将较高;如果发电用电比大于120%，则认为电源显着多于负荷，需求曲线位置偏左方，市场化的电价将较低。而可再生能源装机占比的高低同样将影响供给曲线的形状：对于可再生能源占比较高的区域，电力需求同等幅度的向下波动将带来相比可再生能源占比较低的区域更大的电价下降。
三、模型的约束条件
区域电力电价模型存在三方面的约束：(1)可再生能源的不可预测性导致新能源必须与传统能源搭配使用，(2)负荷与电源峰值的不匹配性导致的瓶颈，(3)输送通道容量问题。
其中，在新能源与传统能源的搭配使用方面，考虑到火电最低出力为其额定功率的40%，则可以算出，在封闭区域内新能源的极限装机占比为37.5%，否则必然出现限电并由此影响到供给曲线的形状。事实上，我国甘肃、新疆、宁夏等地的新能源占比已经分别达到37%、29%和29%的水平，这三个地区也是国内光伏大规模出现限电的地区。
在负荷与电源峰值的不匹配性主要针对在晚间发电的风电，将在较大程度上降低封闭区域内风电的装机占比上限。而对于电源峰值与负荷匹配性较高的光伏，则不存在上述约束。
输送通道的容量方面，由于十一五至十二五期间的大规模建设，目前我国各省市的区域电网中并不存在严重的瓶颈。
四、全国电力定价模型
从封闭区域电力定价模型扩展到全国电力定价模型，核心需要解决的要点在于以下方面：(1)跨区域的输送成本，(2)跨区域的输送容量瓶颈，(3)新能源占比上限的突破。
跨区域输送成本方面，经测算，大区电网内部跨省市电力输送的成本不超过0.05元/度，而利用特高压直流跨大区电网进行电力输送的成本在0.10元/度左右。因此，异地新能源在边际成本上仍比火电有较强的优势。
跨区域输送容量瓶颈方面，目前我国已建成、在建、已获核准或路条的特高压直流达125GW，年输送能力达到6250亿度，基本能满足过去三年间平均每年6400亿度的跨省市电力输送需求。因此，在未来几年电力交易全面推广后，全国性电力市场的区域瓶颈问题不会显着性的存在。
由此，在全国电力市场的定价模型中，可以分别得到电力净输出地区及电力净输入地区的供求曲线。并且，电力净输出地区电价较低，边际成本曲线相对陡峭，电价弹性较大;电力净输入地区电价较高，边际成本曲线相对平缓，电价弹性较小。
在全国电力市场互相联通的背景下，我们再度审视区域市场新能源装机占比问题，将得到完全不同的结论：由于跨省市电力交易的存在，“单一省份新能源装机占比超过37.5%”可以与“不限电”并存。
五、电力交易是“新能源全面替代火电”的充分且必要条件
在电力交易与新能源的关系方面，我们坚定认为电力交易是“新能源全面替代火电”的充分且必要条件。
从必要性上看，电力交易导致了电力用户以低边际成本新能源替代高边际成本火电的经济利益动机，而电改前的上述动机不论是电网还是电力用户均不存在。
从充分性上看，一方面在现行火电、新能源的边际成本体系下，电力交易打破了新能源区域占比的理论极限，并切实解决了限电提升了发电量，另一方面可以测算出，即使煤炭(火电可变成本的主要构成)的价格跌至其停产线，异地新能源的价格相比本地火电仍有优势。因此，电力交易的推行必然会导致“新能源全面替代火电”。
由此，电力交易的全面实施即意味着“新能源全面替代火电”的开始。
六、未来中国的电力价格将何去何从?
我们认为在未来几年，中国电力价格将经历“先较快速度下降，随后缓慢上升，最终随市场波动”三个阶段的变化。
其中，第一阶段将存在以下四大因素共同推动电价下降：(1)电网垄断利润消失、市场配置有效性提升，(2)新能源装机占比提升导致电力边际成本曲线右移，(3)不断上升的火电装机投资冲动导致电力边际成本曲线右移，(4)中国经济需求放缓，中期用电需求不变甚至可能出现负增长。
而从更长的时期来看，电力价格则存在着如下利好：(1)中国人均电力消费量向美、日、德等发达国家靠近并带来需求曲线右移，(2)煤炭边际成本将逐步上升并推动火电边际成本上升，(3)碳排放权价格提升导致火电边际成本的上升。
原标题：电力交易是“新能源全面替代火电”的充分必要条件吗？
