本文将分为上下两篇论述电解铝生产端电力的使用与发展，从内外能源结构本身的特点出发，使用特点，未来可能转变等；最终推演其可能带来的电解铝生产端的成本变动及供应特点变化。

总结：

1. 目前铝锭平均综合交流电耗已降13543千瓦时/吨，比全球平均水平低800千瓦时左右。未来仍将有继续下降的空间。

2. 国家煤炭节能减排改造行动计划要求全国新建燃煤发电机组平均供电煤耗低于 300 克标煤/千瓦时，到 2020 年现在的燃煤发电机组改造后平均电煤耗低于 310 克标煤/千瓦时。

3. 上网电价：由电力用户和发电企业在市场上通过市场手段（双边和多边协商、集中竞价、挂牌等多种方式）确定，电解铝用电属于大工业用电。

4. 自备机组的发电成本：综合煤炭价格和供电煤耗因素，过网费和基金等在电力成本中也占据重要性。

5. 纯网电是指铝厂直接从电网公司买电，期间没有任何外界干预，完全按照电力政策，遵循目录缴纳电费，清洁能源发电上网将带来电力市场的改革，电力市场转型带来的系统成本上升。

6. 2021年电力改革之后，无电解铝企业使用政策电（优惠电价全面取消），国家严禁出台优惠电价政策，为了行业健康发展，提出了完善阶梯电价分档和加价标准制定高耗能行业重点领域能效标杆水平和基准水平（2021年版），后期电解铝铝液能耗下降可能会以达到行业标杆的要求进行，目前统计口径内仍有583.6万吨产能受到较大影响，行业成本差距拉大，成本曲线更加陡峭。

电解铝生产成本主要由铝土矿、动力煤、阳极碳块构成，以上原燃料成本占比在80%左右。通常，吨铝需要消耗1.9~2 t的氧化铝、1.3~1.42万千瓦时电能、0.49 t阳极碳块，而1 t氧化铝需要耗用2~2.3 t的铝土矿，1万千瓦时电能需要4.9 t动力煤。我国电耗已处于全球最先进水平。目前铝锭平均综合交流电耗已降13543千瓦时/吨，比全球平均水平低800千瓦时左右。未来仍将有继续下降的空间。

在电解铝的成本构成中，电力成本一直占据首要位置。每一次电价的调节都和铝厂息息相关。目前将铝厂的用电类型分为三类：纯网电，自备电，和政策电；表现为两种：铝企业从大电网购电，另一种是由铝企业上一级能源公司通过电网向铝厂供电或铝厂建有自备电站进行供电，由于地区电力类别和地方政策的差异，中国电解铝企业的电力价格差异较大。

可以看到，我国电力主要能源主要依靠火电占比76%，水电比例有逐年增加趋势，目前占比19%；从表现形式来看分为自备电与网电，其中自备电占比59%，网电占比40%。自备电厂的煤炭来源和价格: 自备电厂用煤多数从外部采购，仅有几家使用坑口煤，如阳煤兆丰，陕西有色等；电厂用煤按市价算；同时因近年来铝厂大机组增多，供电的煤耗降低，国内 300MW 以上的机组平均耗煤在 333.4 克标煤/千瓦时，100-200MW 机组平均煤耗 370 克标煤/ 千瓦时。国家煤炭节能减排改造行动计划要求全国新建燃煤发电机组平均供电煤耗低于 300 克标煤/千瓦时，到 2020 年现在的燃煤发电机组改造后平均电煤耗低于 310 克标煤/千瓦时。

我国的电力定价模式：最终的销售电价包含有政府性基金（政府核定），由大中型水库移民扶持基金、重大水利工程建设基金、可再生能源附加基金、地方水库移民扶持基金和农网还贷基金等组成，政府性基金由电网企业代收后上缴财政部，电网企业从发电企业处购买电能并按照上网电价（政府核定）结算，按照电源的不同执行不同的上网电价，如果是燃煤发电，还需要根据发电机组的环保改造支付相应的环保电价补贴。上网电价：由电力用户和发电企业在市场上通过市场手段（双边和多边协商、集中竞价、挂牌等多种方式）确定；输配电价：由国家发改委和各地物价部门核定。电解铝用电属于大工业用电。

自备电：指企业自有电厂，发电之后供给自己的电解铝生产使用。企业为了生产安全多数仍然要发电上网后再买回来，中间要交一定的过网费和各项基金；少部分企业孤网运行，省去过网等费用。为了降低成本，国内铝厂加大自备电厂建设，全国自备电产能明显上升。自备机组的发电成本：综合煤炭价格和供电煤耗因素，过网费和基金等在电力成本中也占据重要性。

以下为各项基金：

纯网电:是指铝厂直接从电网公司买电，期间没有任何外界干预，完全按照电力政策，遵循目录缴纳电费。

2019年“基准电价+上下浮动”机制出台，将现行燃煤发电标杆上网电价机制改为“基准价+上下浮动”的市场化价格机制。基准价按当地现行燃煤发电标杆上网电价确定，浮动幅度范围为上浮不超过10%、下浮原则上不超过15%，2021年扩大浮动比例至上下不超过20%。煤电标杆上网电价由省级政府拟定，各省之间有一定的差异，全国煤电标杆电价0.25-0.46元/千瓦时的水平。我国各省市煤电标杆价基本反映了当地的用电需求量。对比各省市发电与用电量可以发现，广东、江浙沪、湖南等用电大省带来的电量缺口往往对应着较高的煤电标杆价，而山西、内蒙、云南等用电负缺口省市的煤电标杆价相对较低。

除去火电外，电解铝的能源结构在碳中和背景下将向清洁能源倾斜，或者多购买绿电，以达到炭减排目的。西南地区水电优势明显，同时西北地区，甘肃，宁夏，内蒙古，青海在国家政策扶持下，集中组织建设了一批以沙漠戈壁，荒漠等大型风光伏建设基地。

风光电上网电价：

国家发改委2021年新能源上网电价政策征求意见稿，2021年起新备案集中式光伏电站、工商业分布式 光伏和新核准陆上风电项目，中央财政不再补贴。其上网电价主要分为两类：

1. 上网电价=保障收购小时数以内的发电量（竞争性配置获得，不超过指导价）+保障收购小时数以外的发电量（直接参与市场交易形成上网电价）；

2. 上网电价=保障收购小时数以内的发电量(上网电价按当年当地指导价执行，不参与竞争配置）+保障收购小时数以外的发电量。

水电上网电价的三种模式：

1. 经营期电价：以弥补成本、获取合理收益为基础，按照资本金内部收益率对工程经营期内年度净现金流进行折现，以实现整个经营期现金流收支平衡为目标制定电价。

2. 跨省跨区送电的协议电价：计划电量由政府间框架协议约定电价。增量部分参与跨省区市场交易，价格由市场决定。

3. 省内执行的标杆电价：根据水电站在电力系统中的作用，可实行丰枯分时电价或者分类标杆电价。   

清洁能源发电上网将带来电力市场的改革，电力市场转型带来的系统成本上升，除新能源本体成本外，新能源利用成本还包括灵活性电源等投资、系统调节运行成本、大电网扩展及补强投资、接网及配网投资等系统成本。随着新能源规模快速增长，系统运行成本将显著增长。据中电联测算，新能源电量占比超过10%以后每提升5个百分点将增加消纳成本8.8分/千瓦时。

可再生能源消纳成本构成情况：

1）灵活性改造成本:为提高系统灵活性而增加的火电灵活性改造；抽蓄和电化学能能投资及运维成本；

2）运行损失成本:火电调峰运行成本、抽蓄和电化学储能运行小时数下降而产生的电源损失和输电线路运行小时数下降带来的电网损失； 

3）电网改扩建成本:新能源电力远距离输送而增加的输配电成本；

4）接网成本:为新能源电站接入电网而产生的线路、变电站等相 关工程投资及运维成本。

下图为中电联；预测“十四五”期间国网经营区平均消纳成本增长情况。

2021年10月新政进一步出台，发改委印发《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改的通知》，扩大煤电上下浮动比例至 20%，且高耗能企业市场交易电价不受上浮20%限制，部分省市针对本省高耗能企业出台额外电价政策；并进一步放开发电侧与用户侧，推动燃煤发电量与工商企业用电全部进入市场。作为我国的用电主体，当前规模以上工业企业进入电力市场化交易的比例大约在50%，仍具备较大空间全部进入市场，全社用电进入交易市场占比45.5%。

政策电：政策电是指政府通过一些政策对铝厂加以支持；主要的有直购电和优惠电价。直购电是在 2013 年铝价低迷，电解铝亏损比重持续上升，最大亏损比重上升近 80%背景下在全国范围展开；2015 年产铝的10个省区部分电解铝企业在洽谈直购电，据了解直购电的铝厂最高节约 0.195 元/度，降低电解铝成本近 2500 元/吨；但是自备电的电解铝厂对直购电的需求不高，更倾向于降低过网费和政府基金。优惠电主要集中在高成本连年亏损面临倒闭，但在当地产生影响巨大的电解铝企业。政府意向对电解铝厂进行扶持，通过与电网公司协商进行降低过网费，优惠电价，电价补贴等政策，保证企业生产，比如云南的水电优惠电价。

2021年电力改革之后，再无电解铝企业使用政策电（优惠电价全面取消），国家严禁出台优惠电价政策，为了行业健康发展，以经济手段促进行业提高能效水平，服务绿色发展国家发改委提出了完善阶梯电价分档和加价标准制定高耗能行业重点领域能效标杆水平和基准水平（2021年版）；同时高耗能行业用电上浮比例不受20%限制，也就是当电力紧张时，电解铝企业成交的电价可能溢价更高。碳中和背景下，政治局和中央经济会议对碳中和步调进行了纠错，总量要求放松，但强度要求并未放松，后期电解铝铝液能耗下降可能会以达到行业标杆的要求进行，目前统计口径内仍有583.6万吨产能受到较大影响，行业成本差距拉大，成本曲线更加陡峭。

目前我国电解铝依然以煤电为主，无论是自备电还是使用网电的铝厂都出现成本增加，本文详细介绍了电力定价的各种方式，有助于加深读者对电解铝成本端变动的趋势了解。长远看，“双碳”目标将对电解铝行业用电产生深远影响，电解铝企业寻求高质量发展，减排碳排放，增加绿电使用量；产能转移可能向成本低洼及清洁能源地区再度迁移,西南地区饱和后，西北地区可能成为佳地。