真理越辩越明：电价那些事儿

在回答问题之前，首先明确一些概念。

一、我国电价体系及定价机制

电价制定是电力市场运作过程中的重要一环。

我国现行电价大致由4部分组成：

销售电价 = 上网电价 + 输配电电价 + 输配线损 + 政府性基金及附加

1电价、发电侧交叉补贴与补贴的性质不同

1、电价

一次分配，即通过市场实现的收入分配。由于电力市场尚未市场化，现行执行政府定价的发电定价机制都是按统购统销的体制下制定的，不同发电方式按照8%全投资收益率下的平均发电成本出售给电网。

2、发电侧交叉补贴

不同发电方式成本不同，制定的电价不同，卖给省电网后，由电网作省内平衡分配，实现上网侧的低价电源补贴高价电源。给省内不同电源发钱的是省网。

3、新能源补贴

属于二次分配。由于可再生能源装机起步于“三北”地区，且诸如新疆、内蒙等都属于电力输出省份，本省需求不足，无法实现高价电源的省内平衡，需要通过转移支付实现。简单说，就是由国家统筹补贴。

2不同发电方式的电价及机制

由于不同发电方式各自存在电价制定的历史变迁，不一一描述，仅说明大方向(有兴趣的可以看下面两个链接)。

https://www.sohu.com/a/79349224_131990

http://news.bjx.com.cn/html/20181126/944245.shtml

1、燃煤标杆电价

为推进电价市场化改革，国家在经营期电价的基础上，对新建发电项目实行按区域或省平均成本统一定价的电价政策。2004 年开始, 国家发改委首次公布了各地的燃煤机组发电统一的上网电价水平，对燃煤机组标杆电价区分为脱硫和未脱硫，规定脱硫电厂上网电价(对脱硫成本的补偿)每千瓦时提高 1.5 分钱，同时规定在以后年度根据发电企业燃煤成本的变化进行了适当调整。

2、水电电价

水电上网电价政策分为按经营期上网电价(一站一价)、标杆上网电价(四川、云南等)和根据受电市场平均上网电价(三峡)倒推三种方法确定。淑娟老师提到的重大水利工程基金补的是南水北调工程，是水利项目，水电企业并未得到补贴。

3、核电电价

2013年 7 月，国家发改委《关于完善核电上网电价机制有关问题的通知》(发改价格[2013]1130 号)，将核电上网电价由个别定价改为对新建核电机组实行标杆上网电价政策，核定全国核电标杆电价为每千瓦时 0.43元/千瓦时，若所在地区煤电标杆低于0.43元/千瓦时，则随煤电标杆电价。这一定价政策表明现行核电标杆电价并不高于煤电还便宜，不存在所谓补贴。

4、气电电价

我国“富煤少油缺气”的结构决定了天然气价高。贵还要用的原因是天然气可以调峰，比如我曾经调研的福建某电厂一年启停270次。

2014年12月31日由国家发改委发布的《国家发展改革委关于规范天然气发电上网电价管理有关问题的通知》(发改价格〔2014〕3009号)，规定天然气发电“具体电价水平由省级价格主管部门综合考虑天然气发电成本、社会效益和用户承受能力确定。”，但“最高电价不得超过当地燃煤发电上网标杆电价或当地电网企业平均购电价格每千瓦时0.35元。”

该通知明确了天然气发电的电价补贴不由国家统一考虑，而是下放到各省(市、区)地方政府自行统筹解决。这也造成了天然气发电不可能像光伏和风电那样轰轰烈烈地全国一致大发展，而只能是因地制宜地不均衡发展，谁有钱谁需要调峰谁用(明白这一点，就能明白为何气电不受电网待见)。

二、六个问题的回复

一问，我们不是要实现能源转型吗?风电、光伏等可再生能源不快速发展，怎么尽快实现能源转型?

国家对风电、光伏的扶持体现在两部分：补贴和消纳。

沿海地区的消纳顺位上，风光是100%消纳的，“三北”地区受本省需求不足与通道问题影响，造成了弃光、弃风等现象。但国家一直在努力改善。

风电、光伏电价中高于脱硫煤电价部分，与其说是补贴，不如说是对于清洁能源的一种奖励。不然，脱硫脱硝的煤电为啥享受补贴?

按照“平均成本+一定收益率”的上网方式决定了脱硫脱硝也是一种成本，应当获得补偿，和风光补贴对清洁发电的一种奖励一样，是对煤电清洁发电的补偿。

二问，为什么没有人去追究火电、水电、气电、核电享受的补贴，而单单盯着风电、光伏的补贴呢?

前述分析已经表明，只有气电享受补贴了，从成本收益率的角度，是对高价燃料及其调峰功能的一种补偿。且因为气电补贴各省出，用得起用，用不起就少用或不用，所以也不会出问题。

由于气电贵，省网没动力用，全国气电(包括热电机组)平均利用小时2650小时左右，浙江省1200。光伏和风电贵也得全盘接纳，这体现是国家对新能源的支持。

2018年9月，为完成国家的一般工商业用户降电价的任务，广东省发改委下调了部分燃气机组的上网电价(实际今年天然气价格是上涨的)。说明当电网承担不起的时候，必然拿贵的电源开刀。

光伏、风电补贴属于产业扶持政策，随着产业发展的不断成熟，补贴退坡是必然现象，并非只盯着光伏和风电。

三问，为什么火电、气电、核电都采用了顺差电价，补贴跟基础电价一起发放，而风电、光伏就必须分两部分发放呢?

如果理顺了一次分配与二次分配的关系，厘清了省内平衡与财政统筹的关系，这个问题就不难理解。

四问，同为清洁能源，为什么没人要求气电、核电平价上网，而单单要求风电、光伏的平价上网呢?

如前所述，核电在沿海地区，价格低于或等于煤电价格，早已实现平价上网。

气电因为起到调峰功能，但大部分气电企业活得很艰难。

五问，德国的可再生能源附加能提高到0.5元/kWh以上，为什么中国0.019元/kWh的可再生能源附加不够用了就不能提高了呢?

国情不同啊，一个现实的问题是：谁来承担可再生能源涨价的成本?

1)用电户

目前国家要求降能源成本，这是今年降一般工商业用户电价的起源。为提升终端用户竞争力，大工业用户电价不能涨;一般工商业用户刚降了也涨不起来;居民电价哪有那么容易涨，不然这么多年来用户侧工商业用户补贴居民的交叉补贴至今无法解决。

2)电网

今年刚背了一般工商业用户的降价成本600亿左右，正四处找补钱，再来500亿，以国网为例，2017年净利润900亿，其中只有300亿来自国内输配电业务。你让他哪里找?

3)煤电

国家还没把煤电联动欠该涨的电价补给他呢。四大发电集团两三万亿资产，利润400亿，他们自己也觉得委屈。

4)水电

云南肯定没啥油水可刮，有估计也得补偿广东老旧下岗煤电，四川的刚被省网薅羊毛补省内的差。

5)核电

核电公司会哭着说，你不知道三代核电是赔钱货吗?

6)气电

除江苏省的气电外，大多数气电企业想死的心都有。

上面的只是诉苦而已，毕竟可再生基金的征收在用电侧，辐射面是除西藏、新疆、一产外的所有用户，只能全面涨销售电价，我猜全国人民不答应。

六问，为什么国家对别的电源形式的环境效益、高投资都认可，都给予补贴，而且不拖欠，但一谈可再生能补贴，就忽视其环境效益和高初始投资，补贴就成为不可承受之重了呢?

目前国家尚未停止对可再生的补贴，只不过要统筹历史欠账、新增收入、装机成本、发展规模等定规模、定补贴强度。

可再生补贴是以收定支的，盘子就是那么大。国家的“十三五”规划和每年的《能源工作会议》实际都指明了根据现实情况，国家可以承受的补贴规模。比如2017年，风电20G，光伏20G。

就光伏、风电产业而言，如果我们观察行业特点，至少已经具备一些产业成熟期的特点：技术上已经成熟，行业特点、行业竞争状况及用户特点非常清楚和稳定，买方市场形成，行业盈利能力下降，新产品和产品的新用途开发更为困难，行业进入壁垒很高。

唯一不符合的是市场需求增速，然而，这一需求增速并非由市场真正驱动。

新能源行业的今日由于巨大的补贴缺口和上游市场供应过剩引发，导致行业今日之困难局面有市场与政策不匹配、央地政策衔接不顺畅、企业逐利行为等多个原因。我个人依然认为这个行业前途光明，任何行业都有整合时期，新能源也不例外，过剩的产能会因时间被市场消化，生存下来的企业会更健康。

每个行业总有离乳之时，独立后的未来会更美好。

文章作者：李蓉