【举例一】

假设条件与边界：有自备电厂的电力用户年用电量为60亿千瓦时(全部为自发自用)，用户下网电量目录电价为0.42元/千瓦时，火电标杆电价为0.30元/千瓦时，自备电厂发电燃料成本0.22元/千瓦时，拿出18亿千瓦时自发自用电量与新能源开展发电权置换，新能源置换上网电价0.06元/千瓦时，用户用电价格采用发电侧降价幅度等额传导模式。

经济性及相关分析：

(1)为便于开展分析，我们可以把自备电厂、电力用户均视作独立核算单位。

(2)开展置换前，如果把拥有自备电厂的电力用户内部用电价格视为0.30元/千瓦时(等于火电上网标杆电价，没有过网费)，则其自备电厂度电边际收益为0.08元/千瓦时(0.30元/千瓦时-0.22元/千瓦时)。对视作独立核算的自备电厂而言，盈亏与否不只是与其边际收益(关键影响因素是煤价)有关，还与其固定成本高低有关。对电网而言，此时的过网费收入为0。

(3)开展置换后，按照等额传导模式，新能源降价幅度为0.24元/千瓦时(0.30元/千瓦时-0.06元/千瓦时)，由自备电厂、电力用户、电网公司(置换后产生过网费)共同分享。由于置换造成自备电厂减少边际收益0.08元/千瓦时，所以新能源降价0.24元/千瓦时中有0.08元/千瓦时可视作用于补偿自备电厂，如此电力用户用电价格为0.26元/千瓦时(0.42元/千瓦时-0.24元/千瓦时+0.08元/千瓦时)，比自发自用电价低了0.04元/千瓦时(0.30元/千瓦时-0.26元/千瓦时)。对电网而言，因发电权置换增加过网费(购售差价)收入0.12元/千瓦时(0.42元/千瓦时-0.24元/千瓦时-0.06元/千瓦时 或 0.42元/千瓦时-0.30元/千瓦时)。对新能源企业而言，减少弃电量18亿千瓦时，增加收益为“售电收入+补贴”。

(4)从上述分析可以看出，新能源降价的0.24元/千瓦时中，补偿自备电厂0.08元/千瓦时，用于电力用户用电价格降低0.04元/千瓦时，交了过网费0.12元/千瓦时。新能源企业、电力用户、电网公司都是自备电厂与新能源发电权置换的受益者。

(5)自备电厂与新能源发电权置换的前提条件是：参与置换的新能源存在弃电，而且弃电量一定大于成交的置换电量。

(6)新能源置换电量上网电价的高低，一般由置换双方协商而成，俗话说“一个愿打一个愿挨”。可以说置换价格的高低与新能源弃电量的多少、煤炭价格的高低密切相关。当新能源弃电量减少或者煤炭价格降低时，新能源企业、自备电厂的置换意愿都会减弱。

在新能源弃风弃光严重地区，当弃电量远远大于置换电量时，置换价格必然会被市场压制在低位，这在本质上没有违背供需决定价格的基本原理。至于有人认为新能源让利过大，应该由政府主管部门进行限价，笔者认为，自备电厂与新能源发电权置换本属于市场行为，政府主管部门是不能随意干预的，因为一旦干预市场形成的价格肯定又会引起其他方的不满，当然不管哪一方有什么合理诉求的话，可以请相关部门出面对相关方进行协调。

【举例二】

假设条件与边界：有自备电厂的电力用户年用电量为60亿千瓦时，其中经电网转供18亿千瓦时，转供费用0.145元/千瓦时，这转供18亿千瓦时电量全部与新能源开展发电权置换，其他条件同上例。

经济性及相关分析：

(1)我们仍把自备电厂、电力用户均视作独立核算单位。开展置换前，如果把自发自用通过电网转供部分电量用电价格按目录电价0.42元/千瓦时计，则自备电厂内部核算电价为0.275元/千瓦时(0.42元/千瓦时-0.145元/千瓦时)

(2)开展置换后，按照等额传导模式，新能源降价幅度为0.24元/千瓦时(0.30元/千瓦时-0.06元/千瓦时)，由自备电厂、电力用户共同分享。由于置换造成自备电厂减少边际收益0.055元/千瓦时(0.275元/千瓦时-0.22元/千瓦时)，所以新能源降价0.24元/千瓦时中有0.055元/千瓦时视作用于补偿自备电厂的，则用电价格为0.235元/千瓦时(0.42元/千瓦时-0.24元/千瓦时+0.055元/千瓦时)，比自发自用转供后用电电价低了0.185元/千瓦时(0.42元/千瓦时-0.235元/千瓦时)。对电网而言，发电权置换前后过网费收入没有变化。对新能源企业而言，减少弃电量18亿千瓦时，增加收益为“售电收入+补贴”。

(3)从上述分析可以看出，新能源降价的0.24元/千瓦时中，补偿自备电厂0.055元/千瓦时，用于电力用户用电价格降低0.185元/千瓦时。新能源企业、电力用户都是自备电厂与新能源发电权置换的受益者。

上述两个例子的差别在于：例一中新能源降价由自备电厂、电力用户、电网公司共同分享，例二中新能源降价由自备电厂、电力用户共同分享，同时在新能源置换电量同样降幅情况下，自备电厂与电力用户总计分享的让利不同。造成差异的原因是例一中置换前没有过网费，而例二中置换前与置换后均有过网费。