【舉例一】

假設條件與邊界： 有自備電廠的電力用戶年用電量為60億千瓦時(全部為自發自用)，用戶下網電量目錄電價為0.42元/千瓦時，火電標桿電價為0.30元/千瓦時，自備電廠發電燃料成本0.22元/千瓦時，拿出18億千瓦時自發自用電量與新能源開展發電權置換，新能源置換上網電價0.06元/千瓦時，用戶用電價格采用發電側降價幅度等額傳導模式。

經濟性及相關分析：

(1)為便于開展分析，我們可以把自備電廠、電力用戶均視作獨立核算單位。

(2)開展置換前，如果把擁有自備電廠的電力用戶內部用電價格視為0.30元/千瓦時(等于火電上網標桿電價，沒有過網費)，則其自備電廠度電邊際收益為0.08元/千瓦時(0.30元/千瓦時-0.22元/千瓦時)。對視作獨立核算的自備電廠而言，盈虧與否不只是與其邊際收益(關鍵影響因素是煤價)有關，還與其固定成本高低有關 。對電網而言，此時的過網費收入為0。

(3)開展置換后，按照等額傳導模式，新能源降價幅度為0.24元/千瓦時(0.30元/千瓦時-0.06元/千瓦時)，由自備電廠、電力用戶、電網公司(置換后產生過網費)共同分享。 由于置換造成自備電廠減少邊際收益0.08元/千瓦時，所以新能源降價0.24元/千瓦時中有0.08元/千瓦時可視作用于補償自備電廠，如此電力用戶用電價格為0.26元/千瓦時(0.42元/千瓦時-0.24元/千瓦時+0.08元/千瓦時)，比自發自用電價低了0.04元/千瓦時(0.30元/千瓦時-0.26元/千瓦時)。對電網而言，因發電權置換增加過網費(購售差價)收入0.12元/千瓦時(0.42元/千瓦時-0.24元/千瓦時-0.06元/千瓦時 或 0.42元/千瓦時-0.30元/千瓦時)。對新能源企業而言，減少棄電量18億千瓦時，增加收益為“售電收入+補貼”。

(4)從上述分析可以看出，新能源降價的0.24元/千瓦時中，補償自備電廠0.08元/千瓦時，用于電力用戶用電價格降低0.04元/千瓦時，交了過網費0.12元/千瓦時。新能源企業、電力用戶、電網公司都是自備電廠與新能源發電權置換的受益者。

(5)自備電廠與新能源發電權置換的前提條件是：參與置換的新能源存在棄電，而且棄電量一定大于成交的置換電量。

(6)新能源置換電量上網電價的高低，一般由置換雙方協商而成，俗話說“一個愿打一個愿挨”。可以說置換價格的高低與新能源棄電量的多少、煤炭價格的高低密切相關。當新能源棄電量減少或者煤炭價格降低時，新能源企業、自備電廠的置換意愿都會減弱。

在新能源棄風棄光嚴重地區，當棄電量遠遠大于置換電量時，置換價格必然會被市場壓制在低位，這在本質上沒有違背供需決定價格的基本原理。至于有人認為新能源讓利過大，應該由政府主管部門進行限價，筆者認為，自備電廠與新能源發電權置換本屬于市場行為，政府主管部門是不能隨意干預的，因為一旦干預市場形成的價格肯定又會引起其他方的不滿，當然不管哪一方有什么合理訴求的話，可以請相關部門出面對相關方進行協調。

【舉例二】

假設條件與邊界： 有自備電廠的電力用戶年用電量為60億千瓦時，其中經電網轉供18億千瓦時，轉供費用0.145元/千瓦時，這轉供18億千瓦時電量全部與新能源開展發電權置換，其他條件同上例。

經濟性及相關分析：

(1)我們仍把自備電廠、電力用戶均視作獨立核算單位。開展置換前，如果把自發自用通過電網轉供部分電量用電價格按目錄電價0.42元/千瓦時計，則自備電廠內部核算電價為0.275元/千瓦時(0.42元/千瓦時-0.145元/千瓦時)

(2)開展置換后，按照等額傳導模式，新能源降價幅度為0.24元/千瓦時(0.30元/千瓦時-0.06元/千瓦時)，由自備電廠、電力用戶共同分享。由于置換造成自備電廠減少邊際收益0.055元/千瓦時(0.275元/千瓦時-0.22元/千瓦時)，所以新能源降價0.24元/千瓦時中有0.055元/千瓦時視作用于補償自備電廠的，則用電價格為0.235元/千瓦時(0.42元/千瓦時-0.24元/千瓦時+0.055元/千瓦時)，比自發自用轉供后用電電價低了0.185元/千瓦時(0.42元/千瓦時-0.235元/千瓦時)。對電網而言，發電權置換前后過網費收入沒有變化。對新能源企業而言，減少棄電量18億千瓦時，增加收益為“售電收入+補貼”。

(3)從上述分析可以看出，新能源降價的0.24元/千瓦時中，補償自備電廠0.055元/千瓦時，用于電力用戶用電價格降低0.185元/千瓦時。新能源企業、電力用戶都是自備電廠與新能源發電權置換的受益者。

上述兩個例子的差別在于：例一中新能源降價由自備電廠、電力用戶、電網公司共同分享，例二中新能源降價由自備電廠、電力用戶共同分享，同時在新能源置換電量同樣降幅情況下，自備電廠與電力用戶總計分享的讓利不同。造成差異的原因是例一中置換前沒有過網費，而例二中置換前與置換后均有過網費。