新能源消納新路徑：開展自備電廠發(fā)電權交易

文 | 劉亞德

作者供職于中國鋁業(yè)股份有限公司

通過發(fā)電權交易，自備電廠企業(yè)降低用能成本，新能源企業(yè)通過提高發(fā)電量增加效益，電網企業(yè)通過增加輸送電量增加收益，各市場主體均實現共贏。

近年來，隨著我國新能源發(fā)電裝機的迅速發(fā)展，電力行業(yè)出現了一些新的問題。一方面，裝備相對落后的自備電廠在高負荷運行；另一方面，低碳環(huán)保綠色的新能源卻出現了棄風棄光現象。本文從自備電廠與電力市場化交易的角度，提出了解決這一問題的全新辦法。

自備電廠與新能源現狀

在電力供應緊缺的時代，自備電廠發(fā)揮了巨大的作用。但是隨著國內電力供應偏向寬松，1.42億千瓦裝機（1.15億千瓦煤電，皆為2016年數據）的自備電廠已經在國家政策中屬于嚴控的范疇。

2015年，國家發(fā)改委、能源局印發(fā)《關于加強和規(guī)范燃煤自備電廠監(jiān)督管理的指導意見》，指出要嚴格新建機組能效、環(huán)保準入門檻，落實水資源管理“三條紅線”控制指標。持續(xù)升級改造和淘汰落后火電機組，切實提升自備電廠能效、環(huán)保水平。

2017年，十六部委聯合印發(fā)《關于推進供給側結構性改革 防范化解煤電產能過剩風險的意見》，再次明確提出規(guī)范自備電廠，自備機組建設得到了控制。

另一方面，我國新能源的裝機占比和發(fā)電量占比均大幅提升。截至2019年底，我國并網風電裝機2.1億千瓦、并網光伏發(fā)電裝機2.05億千瓦，分別占總裝機的10.45%、10.18%。2019年，并網風電發(fā)電量4057億千瓦時、光伏發(fā)電2243億千瓦時，分別占總發(fā)電量的5.5%、3.1%；全國平均風電利用率96%，全國平均光伏發(fā)電利用率為98%。

但是新能源發(fā)展的同時又出現了嚴重的棄風棄光現象。2019年5月10日，國家發(fā)展改革委、國家能源局印發(fā)了《關于建立健全可再生能源電力消納保障機制的通知》，決定對各省級行政區(qū)域設定可再生能源電力消納責任權重，建立健全可再生能源電力消納保障機制，棄風棄光問題有了一定程度的緩解，但新能源建設及消納仍然受到很多因素的制約。

發(fā)電權交易對企業(yè)用電成本的影響

擁有自備電廠企業(yè)的用電成本結構由自備電廠發(fā)電成本、備容費、政府性基金及附加和交叉補貼四部分組成。

其中發(fā)電成本主要由變動成本和固定成本兩部分組成。自發(fā)電變動成本受當地煤價的影響較大，煤炭富集地區(qū)自備電廠發(fā)電成本低，優(yōu)勢大；離煤炭基地遠的地區(qū)煤價高，自發(fā)電成本高。固定成本主要與機組類型、投資水平有關。

據統(tǒng)計，國內并網運行自備電廠承擔政府性基金及附加在0.05元/千瓦時左右，備容費0.03元/千瓦時左右，兩項合計約0.08元/千瓦時。

在交叉補貼方面，2018年度山東省等五省市相繼下發(fā)文件，要求自備電廠依法繳納政策性交叉補貼。征收標準分別為山東省0.1016元/千瓦時、吉林省0.15元/千瓦時、上海市0.103元/千瓦時、福建省0.1012元/千瓦時、四川省0.015元/千瓦時。因各省差異性較大，執(zhí)行情況不一，未全國性的推行，故暫不列入。

綜上所述，企業(yè)自備電廠供電成本結構為：企業(yè)自備供電成本=自發(fā)電變動成本+自發(fā)電固定成本+備容費+政府性基金及附加。

發(fā)電權交易是優(yōu)化電源結構、促進節(jié)能降耗的主要手段。通過對計劃發(fā)電量的買賣交易，對電網系統(tǒng)內資源的合理配置有重要意義。

自備電廠通過與新能源企業(yè)進行發(fā)電權交易將本廠的發(fā)電量騰讓給風電、光伏等新能源機組，提高新能源發(fā)電的利用小時數，增加了系統(tǒng)供電負荷進而擴大了新能源上網電量空間。

企業(yè)內用電負荷通過電網采購系統(tǒng)電力來滿足供應，由新能源企業(yè)給出售自備電廠發(fā)電權企業(yè)給予補償，降低企業(yè)用電成本。

風電、光伏等新能源發(fā)電主要采用集中式建設，個別企業(yè)自建有分布式新能源，但占比較低，對整體用能成本影響有限。

通過網購電方式采購新能源電量，企業(yè)的用電電價結構為：用電價格=與新能源企業(yè)的交易電價+輸配電價+基本電費+政府性基金及附加。

擁有自備電廠企業(yè)開展發(fā)電權交易后，企業(yè)用電電價結構為：用電價格=基準電價-發(fā)電權交易補償價+自備電廠固定成本+輸配電價+基本電費+政府性基金及附加。

對比可知，電網環(huán)節(jié)收費不變，通過發(fā)電權交易時用電企業(yè)需考慮自備電廠固定成本分攤部分。

發(fā)電權交易的可行性分析

自備電廠形成有其歷史原因，而且這些企業(yè)多數生產經營都比較困難，特別是新冠肺炎發(fā)生以來，企業(yè)經營更是舉步維艱。如果簡單關停自備電廠，迫使企業(yè)全部依靠電網供電，不給企業(yè)經濟補償，企業(yè)將無法生存下去。這種做法是不現實的，也是不合理的。

自備電廠與新能源企業(yè)進行發(fā)電權交易，可以保證雙方利益，增加新能源電量消納，減少碳排放，實現綠色發(fā)展。近年來，部分自備電廠通過發(fā)電權交易積極消納新能源，極大地促進了新能源的消納，降低了企業(yè)用電成本，促進了新能源健康快速發(fā)展。

新能源企業(yè)的單位收益為上網電價與政府性補貼收入，減去變動成本和固定成本的差值。進行發(fā)電權交易后，只要新能源企業(yè)的上網電價及補貼減去變動成本后的差值大于發(fā)電權交易補償電價，新能源企業(yè)的收益為正即邊際成本為正，新能源企業(yè)就可以進行發(fā)電權交易。新能源發(fā)電的變動成本很低，尤其是棄風棄光部分電量，成本近乎為零，所以存在較大的發(fā)電權交易電價空間。

自備電廠與新能源企業(yè)進行發(fā)電權交易，核心是不能提高企業(yè)的用電成本，只有在用電成本降低的前提下才有可能實現發(fā)電權交易。

通過分析自備用電和發(fā)電權交易的用電結構可知，剔除共同項政府性基金及附加，基本電費和備容費基本相當，則當下式成立時具備發(fā)電權交易的條件，即:基準電價+輸配電價-發(fā)電權交易補償價＜自發(fā)電變動成本。

按照現行政策，基準電價+輸配電價相當于目錄電價，則可變?yōu)?目錄電價-發(fā)電權交易補償價＜自發(fā)電變動成本。

通過上式可知，煤價越高、發(fā)電權交易補償價越高，越容易實現自備電廠與新能源的發(fā)電權交易；煤價較低的地方，實現發(fā)電權交易的可能性較低。

發(fā)電權交易的實踐

某企業(yè)年用電量60億kWh，裝備3×300MW自備電廠，自備電廠完全可以滿足企業(yè)全部用電量。

自備電廠自供電成本由變動成本、固定成本和網上收費三部分組成。按照2018年的水平，變動成本約0.25元/kWh，固定成本約0.08元/kWh，網上收費約0.065元kWh。企業(yè)用電價格0.395元/kWh。進行發(fā)電權置換后，新能源發(fā)電權交易補償價格為0.24元/kWh，當地目錄電價為0.43元/kWh，新能源置換部分的企業(yè)用電價格為0.27元kWh。企業(yè)用電價格低于自發(fā)自供電價。

2015年以來，通過發(fā)電權交易累計實現消納新能源電量90億kWh，降低了企業(yè)用電成本5.4億元。實現節(jié)約標煤297萬噸，二氧化碳減排757萬噸，二氧化硫減排1800噸、氮氧化物減排1710噸、煙塵減排360噸。

新能源企業(yè)通過購買發(fā)電權，實現了棄風棄光電量的消納，收益為當地的基準電價加新能源補貼。

在發(fā)電權交易的過程中，電網企業(yè)由原來的收備容費改為收輸配電費，增加了收益。

自備電廠的出現和發(fā)展有其歷史原因，在電力短缺時代做出了突出貢獻。在目前國家大力建設和發(fā)展可再生能源，倡導綠色發(fā)展的時期，配備有自備電廠的企業(yè)在不增加自身用能成本的前提下，應發(fā)揮擔當，積極開展發(fā)電權交易。

通過發(fā)電權交易，自備電廠企業(yè)降低用能成本，新能源企業(yè)通過提高發(fā)電量增加效益，電網企業(yè)通過增加輸送電量增加收益，各市場主體均實現共贏。從能源消費角度，積極消納新能源，推動區(qū)域節(jié)能減排，實現多方互利共贏發(fā)展，為保護環(huán)境、綠色發(fā)展、低碳發(fā)展做出了重要貢獻。