新能源消纳新路径：开展自备电厂发电权交易

文 | 刘亚德

作者供职于中国铝业股份有限公司

通过发电权交易，自备电厂企业降低用能成本，新能源企业通过提高发电量增加效益，电网企业通过增加输送电量增加收益，各市场主体均实现共赢。

近年来，随着我国新能源发电装机的迅速发展，电力行业出现了一些新的问题。一方面，装备相对落后的自备电厂在高负荷运行；另一方面，低碳环保绿色的新能源却出现了弃风弃光现象。本文从自备电厂与电力市场化交易的角度，提出了解决这一问题的全新办法。

自备电厂与新能源现状

在电力供应紧缺的时代，自备电厂发挥了巨大的作用。但是随着国内电力供应偏向宽松，1.42亿千瓦装机（1.15亿千瓦煤电，皆为2016年数据）的自备电厂已经在国家政策中属于严控的范畴。

2015年，国家发改委、能源局印发《关于加强和规范燃煤自备电厂监督管理的指导意见》，指出要严格新建机组能效、环保准入门槛，落实水资源管理“三条红线”控制指标。持续升级改造和淘汰落后火电机组，切实提升自备电厂能效、环保水平。

2017年，十六部委联合印发《关于推进供给侧结构性改革 防范化解煤电产能过剩风险的意见》，再次明确提出规范自备电厂，自备机组建设得到了控制。

另一方面，我国新能源的装机占比和发电量占比均大幅提升。截至2019年底，我国并网风电装机2.1亿千瓦、并网光伏发电装机2.05亿千瓦，分别占总装机的10.45%、10.18%。2019年，并网风电发电量4057亿千瓦时、光伏发电2243亿千瓦时，分别占总发电量的5.5%、3.1%；全国平均风电利用率96%，全国平均光伏发电利用率为98%。

但是新能源发展的同时又出现了严重的弃风弃光现象。2019年5月10日，国家发展改革委、国家能源局印发了《关于建立健全可再生能源电力消纳保障机制的通知》，决定对各省级行政区域设定可再生能源电力消纳责任权重，建立健全可再生能源电力消纳保障机制，弃风弃光问题有了一定程度的缓解，但新能源建设及消纳仍然受到很多因素的制约。

发电权交易对企业用电成本的影响

拥有自备电厂企业的用电成本结构由自备电厂发电成本、备容费、政府性基金及附加和交叉补贴四部分组成。

其中发电成本主要由变动成本和固定成本两部分组成。自发电变动成本受当地煤价的影响较大，煤炭富集地区自备电厂发电成本低，优势大；离煤炭基地远的地区煤价高，自发电成本高。固定成本主要与机组类型、投资水平有关。

据统计，国内并网运行自备电厂承担政府性基金及附加在0.05元/千瓦时左右，备容费0.03元/千瓦时左右，两项合计约0.08元/千瓦时。

在交叉补贴方面，2018年度山东省等五省市相继下发文件，要求自备电厂依法缴纳政策性交叉补贴。征收标准分别为山东省0.1016元/千瓦时、吉林省0.15元/千瓦时、上海市0.103元/千瓦时、福建省0.1012元/千瓦时、四川省0.015元/千瓦时。因各省差异性较大，执行情况不一，未全国性的推行，故暂不列入。

综上所述，企业自备电厂供电成本结构为：企业自备供电成本=自发电变动成本+自发电固定成本+备容费+政府性基金及附加。

发电权交易是优化电源结构、促进节能降耗的主要手段。通过对计划发电量的买卖交易，对电网系统内资源的合理配置有重要意义。

自备电厂通过与新能源企业进行发电权交易将本厂的发电量腾让给风电、光伏等新能源机组，提高新能源发电的利用小时数，增加了系统供电负荷进而扩大了新能源上网电量空间。

企业内用电负荷通过电网采购系统电力来满足供应，由新能源企业给出售自备电厂发电权企业给予补偿，降低企业用电成本。

风电、光伏等新能源发电主要采用集中式建设，个别企业自建有分布式新能源，但占比较低，对整体用能成本影响有限。

通过网购电方式采购新能源电量，企业的用电电价结构为：用电价格=与新能源企业的交易电价+输配电价+基本电费+政府性基金及附加。

拥有自备电厂企业开展发电权交易后，企业用电电价结构为：用电价格=基准电价-发电权交易补偿价+自备电厂固定成本+输配电价+基本电费+政府性基金及附加。

对比可知，电网环节收费不变，通过发电权交易时用电企业需考虑自备电厂固定成本分摊部分。

发电权交易的可行性分析

自备电厂形成有其历史原因，而且这些企业多数生产经营都比较困难，特别是新冠肺炎发生以来，企业经营更是举步维艰。如果简单关停自备电厂，迫使企业全部依靠电网供电，不给企业经济补偿，企业将无法生存下去。这种做法是不现实的，也是不合理的。

自备电厂与新能源企业进行发电权交易，可以保证双方利益，增加新能源电量消纳，减少碳排放，实现绿色发展。近年来，部分自备电厂通过发电权交易积极消纳新能源，极大地促进了新能源的消纳，降低了企业用电成本，促进了新能源健康快速发展。

新能源企业的单位收益为上网电价与政府性补贴收入，减去变动成本和固定成本的差值。进行发电权交易后，只要新能源企业的上网电价及补贴减去变动成本后的差值大于发电权交易补偿电价，新能源企业的收益为正即边际成本为正，新能源企业就可以进行发电权交易。新能源发电的变动成本很低，尤其是弃风弃光部分电量，成本近乎为零，所以存在较大的发电权交易电价空间。

自备电厂与新能源企业进行发电权交易，核心是不能提高企业的用电成本，只有在用电成本降低的前提下才有可能实现发电权交易。

通过分析自备用电和发电权交易的用电结构可知，剔除共同项政府性基金及附加，基本电费和备容费基本相当，则当下式成立时具备发电权交易的条件，即:基准电价+输配电价-发电权交易补偿价＜自发电变动成本。

按照现行政策，基准电价+输配电价相当于目录电价，则可变为:目录电价-发电权交易补偿价＜自发电变动成本。

通过上式可知，煤价越高、发电权交易补偿价越高，越容易实现自备电厂与新能源的发电权交易；煤价较低的地方，实现发电权交易的可能性较低。

发电权交易的实践

某企业年用电量60亿kWh，装备3×300MW自备电厂，自备电厂完全可以满足企业全部用电量。

自备电厂自供电成本由变动成本、固定成本和网上收费三部分组成。按照2018年的水平，变动成本约0.25元/kWh，固定成本约0.08元/kWh，网上收费约0.065元kWh。企业用电价格0.395元/kWh。进行发电权置换后，新能源发电权交易补偿价格为0.24元/kWh，当地目录电价为0.43元/kWh，新能源置换部分的企业用电价格为0.27元kWh。企业用电价格低于自发自供电价。

2015年以来，通过发电权交易累计实现消纳新能源电量90亿kWh，降低了企业用电成本5.4亿元。实现节约标煤297万吨，二氧化碳减排757万吨，二氧化硫减排1800吨、氮氧化物减排1710吨、烟尘减排360吨。

新能源企业通过购买发电权，实现了弃风弃光电量的消纳，收益为当地的基准电价加新能源补贴。

在发电权交易的过程中，电网企业由原来的收备容费改为收输配电费，增加了收益。

自备电厂的出现和发展有其历史原因，在电力短缺时代做出了突出贡献。在目前国家大力建设和发展可再生能源，倡导绿色发展的时期，配备有自备电厂的企业在不增加自身用能成本的前提下，应发挥担当，积极开展发电权交易。

通过发电权交易，自备电厂企业降低用能成本，新能源企业通过提高发电量增加效益，电网企业通过增加输送电量增加收益，各市场主体均实现共赢。从能源消费角度，积极消纳新能源，推动区域节能减排，实现多方互利共赢发展，为保护环境、绿色发展、低碳发展做出了重要贡献。