目前，我國(guó)的可再生能源發(fā)展進(jìn)入了一個(gè)關(guān)鍵的階段。在標(biāo)桿電價(jià)體系的有效支持下，風(fēng)電取得了長(zhǎng)足的發(fā)展與進(jìn)步，太陽能發(fā)展也開始提速。但是，風(fēng)電、光伏相比火電的增量成本(風(fēng)電大約0.25元/千瓦時(shí)，光伏0.7元/千瓦時(shí)左右)，是通過建立可再生能源基金，以全網(wǎng)分?jǐn)偅�并在銷售電價(jià)中征收電力附加進(jìn)行補(bǔ)貼的方式來支持的。隨著可再生能源裝機(jī)與發(fā)電量迅速增加，以及基金未能實(shí)現(xiàn)足額征收，基金賬戶已經(jīng)呈現(xiàn)“入不敷出”的局面。

2012年，我國(guó)電力總售電量超過4.9萬億千瓦時(shí)，可再生能源附加水平為8厘/千瓦時(shí)，考慮居民用電的征收水平要低一些，可以征收基金350億元左右，則可支持風(fēng)電發(fā)電量在1400億度左右。而2012年全年，風(fēng)電發(fā)電量就已經(jīng)超過1000億度�；�金的未來缺口預(yù)期會(huì)越來越大，征收可再生能源電價(jià)附加的需求也會(huì)隨著增大。德國(guó)目前的可再生能源發(fā)電份額已經(jīng)占到總發(fā)電量的四分之一，但是與此同時(shí)，其可再生能源附加在終端電價(jià)中的比例也占到了四分之一。長(zhǎng)遠(yuǎn)來看，可再生能源發(fā)展帶來的能源安全、環(huán)境質(zhì)量提高的收益將證明這一支出是值得的，但短期客觀存在的增量成本，需要找到“財(cái)源”。

“煤電聯(lián)動(dòng)”下的電價(jià)下調(diào)空間數(shù)倍于附加水平

我國(guó)的電價(jià)基本還遵循“測(cè)算成本，政府定價(jià)”的模式，煤電聯(lián)動(dòng)政策是在煤炭?jī)r(jià)格高漲時(shí)期出臺(tái)的，但這不意味著煤價(jià)下跌就不適用于此政策。從2011年下半年煤炭?jī)r(jià)格的高點(diǎn)(動(dòng)力煤大約800-900元)到當(dāng)前的價(jià)格水平(大約550-650元)，煤價(jià)下跌幅度達(dá)到30%。假設(shè)燃料成本之外的其他成本保持不變，而燃料成本占總成本的80%，參照過去“重點(diǎn)合同煤”的價(jià)格(其之前沒有市場(chǎng)煤那么高，自然也不會(huì)有降幅)與數(shù)量(大約占所有電廠用煤的50%)做一個(gè)保守估計(jì)，電價(jià)下調(diào)空間也在4分錢/千瓦時(shí)左右。

我國(guó)的煤炭市場(chǎng)從2002年開始一路上漲(當(dāng)時(shí)的動(dòng)力煤價(jià)格約為200元左右/ 噸)，經(jīng)歷了10年的“牛市”，其累計(jì)漲幅在250%左右。但必須注意的是，燃料成本只是電廠諸多成本的一項(xiàng)，其他的成本構(gòu)成并沒有如此比例的漲幅，甚至有些成本是下降的，特別是電力設(shè)備的制造成本。

在設(shè)備國(guó)產(chǎn)化以及“廠網(wǎng)分開”的背景下，火電廠單位千瓦投資造價(jià)從高峰時(shí)期的8000元 /千瓦，下降到4000元/千瓦的水平。因此，從電力成本構(gòu)成來看，燃料成本在整個(gè)電價(jià)體系中的比例，從最初的50%左右，上升到近期的80%以上，甚至高達(dá)90%。因此，即使煤炭漲價(jià)的成本(250%)全額傳導(dǎo)，經(jīng)測(cè)算其對(duì)應(yīng)的電價(jià)漲幅水平也應(yīng)該小于100%。如果再考慮到計(jì)劃內(nèi)的合同煤炭的漲幅還要更小，電價(jià)的漲幅水平應(yīng)該就更低了。

而從2002年到現(xiàn)在，整體的電價(jià)漲幅是多少呢?由于目錄電價(jià)體系極其龐雜，這一總體水平很難準(zhǔn)確衡量，據(jù)筆者的測(cè)算，大約在60%-90%之間。發(fā)電水平、電企投資擴(kuò)張、區(qū)域性電價(jià)不平衡等都造成了電價(jià)的變動(dòng)。拋開這些因素的貢獻(xiàn)，公開透明的數(shù)據(jù)是準(zhǔn)確衡量電價(jià)漲幅的前提，但這一點(diǎn)卻在目前難以實(shí)現(xiàn)�？傊�，所謂的總體上的“電價(jià)欠賬”空間，并沒有想象的那樣巨大。電價(jià)仍舊具有下調(diào)的空間。

我國(guó)電價(jià)水平已經(jīng)不低

從國(guó)際比較來看，我國(guó)的電價(jià)絕對(duì)水平(基于匯率轉(zhuǎn)換)已經(jīng)不低，不含稅的工商業(yè)電價(jià)已經(jīng)比肩歐洲，超過美國(guó)。如果再考慮到我國(guó)較低的居民收入水平，在人均用電水平仍然很低的情況下，居民的電力支出負(fù)擔(dān)以及由于電價(jià)上漲引起的其他支出的增長(zhǎng)已經(jīng)比較沉重。從這一角度，終端電價(jià)上漲的代價(jià)也是巨大的。

尤其需要關(guān)注的是我國(guó)的電價(jià)水平與投入之間的不匹配。第一，我國(guó)的電力生產(chǎn)是以便宜的煤電占主導(dǎo)的，而歐美的天然氣發(fā)電以及其他高成本的發(fā)電機(jī)組顯然更多;第二，歐美的電力市場(chǎng)，基本采用的是基于邊際成本的報(bào)價(jià)，而一般的研究往往認(rèn)為，這一報(bào)價(jià)會(huì)高于傳統(tǒng)的基于平均成本測(cè)算的電價(jià)水平(我國(guó)目前理論上是這種方式);第三，從國(guó)際上看，國(guó)產(chǎn)機(jī)組單位投資比歐美便宜30%以上，而我國(guó)電力行業(yè)相應(yīng)的勞動(dòng)力成本、水成本等也低于發(fā)達(dá)國(guó)家，環(huán)境標(biāo)準(zhǔn)與實(shí)際執(zhí)行更是寬松;第四，我國(guó)的電網(wǎng)建設(shè)年代上比發(fā)達(dá)國(guó)家要新，其投資歷史上也多是財(cái)政直接支出。

可以說，中國(guó)的電價(jià)水平，“大大的低于歐美”才是正常的。在這一背景下，“測(cè)量”(measure)電價(jià)水平的“比肩”結(jié)果之后，如何解釋(explain)這一結(jié)果，的確很令人深思。

基于此，著眼于解決“可再生能源基金”賬戶的不平衡問題，建議啟動(dòng)煤電聯(lián)動(dòng)。根據(jù)煤電聯(lián)動(dòng)規(guī)則實(shí)施聯(lián)動(dòng)，下調(diào)火電標(biāo)桿上網(wǎng)電價(jià)2.5-3分錢以及相應(yīng)的輸電費(fèi)用，但終端電價(jià)維持不變，補(bǔ)充可再生能源補(bǔ)貼賬戶1000億左右。按照可再生能源發(fā)電每千瓦時(shí)補(bǔ)貼0.25元計(jì)算(按照目前的風(fēng)電標(biāo)桿電價(jià)與火電標(biāo)桿電價(jià)進(jìn)行測(cè)算)，可以補(bǔ)貼4000億度風(fēng)電，相當(dāng)于累計(jì)補(bǔ)貼大致2億千瓦裝機(jī)容量，基本滿足未來2-4年的可再生能源基金賬戶。