我國電價體系

電價制定是電力市場運作過程中的重要一環。我國現行電價體系大致為“銷售電價=上網電價+輸配電電價+輸配線損+政府性基金及附加”。

燃煤標桿電價(上網電價)，

電價、交叉補貼與補貼的性質不同

電價：一次分配，即通過市場實現的收入分配。由于電力市場尚未市場化，現行執行政府定價的發電定價機制都是按統購統銷的體制下制定的，不同發電方式按照8%全投資收益率下的平均發電成本出售給電網。

交叉補貼：不同發電方式成本不同，制定的電價不同，賣給省電網后，由電網作省內平衡分配，實現上網側的低價電源補貼了高價電源。給省內不同電源發錢的是省網。

新能源補貼：屬于二次分配。由于可再生能源裝機起步于“三北”地區，且諸如新疆、內蒙等都屬于電力輸出省份，本省需求不足，無法實現高價電源的省內平衡，需要通過轉移支付實現。簡單說，就是由國家統籌補貼。

不同發電方式的電價及機制

由于不同發電方式各自存在電價制定的歷史變遷，不一一描述，僅說明大方向(有興趣的可以看下面兩個鏈接)。

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

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

燃煤標桿電價：為推進電價市場化改革，國家在經營期電價的基礎上，對新建發電項目實行按區域或省平均成本統一定價的電價政策。2004 年開始, 國家發改委首次公布了各地的燃煤機組發電統一的上網電價水平，對燃煤機組標桿電價區分為脫硫和未脫硫，規定脫硫電廠上網電價(對脫硫成本的補償)每千瓦時提高 1.5 分錢，同時規定在以后年度根據發電企業燃煤成本的變化進行了適當調整。

水電電價：

水電上網電價政策分為按經營期上網電價(一站一價)、標桿上網電價(四川、云南等)和根據受電市場平均上網電價(三峽)倒推三種方法確定。淑娟老師提到的重大水利工程基金補的是南水北調工程，是水利項目，水電企業并未得到補貼。

核電電價：

2013年 7 月，國家發改委《關于完善核電上網電價機制有關問題的通知》(發改價格[2013]1130 號)，將核電上網電價由個別定價改為對新建核電機組實行標桿上網電價政策，核定全國核電標桿電價為每千瓦時 0.43元/千瓦時，若所在地區煤電標桿低于0.43元/千瓦時，則隨煤電標桿電價。這一定價政策表明現行核電標桿電價并不高于煤電還便宜，不存在所謂補貼。

氣電電價：

我國“富煤少油缺氣”的結構決定了天然氣價高。貴還要用的原因是天然氣可以調峰，比如我曾經調研的福建某電廠一年啟停270次。

2014年12月31日由國家發改委發布的《國家發展改革委關于規范天然氣發電上網電價管理有關問題的通知》(發改價格〔2014〕3009號)，規定天然氣發電“具體電價水平由省級價格主管部門綜合考慮天然氣發電成本、社會效益和用戶承受能力確定。”，但“最高電價不得超過當地燃煤發電上網標桿電價或當地電網企業平均購電價格每千瓦時0.35元。”

該通知明確了天然氣發電的電價補貼不由國家統一考慮，而是下放到各省(市、區)地方政府自行統籌解決。這也造成了天然氣發電不可能像光伏和風電那樣轟轟烈烈地全國一致大發展，而只能是因地制宜地不均衡發展，誰有錢誰需要調峰誰用(明白這一點，就能明白為何氣電不受電網待見)。

讀者們整明白上面的概念后，我便來一一回答淑娟老師的問題。

一問，我們不是要實現能源轉型嗎?風電、光伏等可再生能源不快速發展，怎么盡快實現能源轉型?

國家對風電、光伏的扶持體現在兩部分：補貼和消納。沿海地區的消納順位上，風光是100%消納的，“三北”地區受本省需求不足與通道問題影響，造成了棄光、棄風等現象。但國家一直在努力改善。

風電、光伏電價中高于脫硫煤電價部分，與其說是補貼，不如說是對于清潔能源的一種獎勵。不然，脫硫脫硝的煤電為啥享受補貼?

按照平均成本+一定收益率的上網方式決定了脫硫脫硝也是一種成本，應當獲得補償，和風光補貼對清潔發電的一種獎勵一樣，是對煤電清潔發電的補償。

二問，為什么沒有人去追究火電、水電、氣電、核電享受的補貼，而單單盯著風電、光伏的補貼呢?

前述分析已經表明，只有氣電享受補貼了，從成本收益率的角度，是對高價燃料及其調峰功能的一種補償。且因為氣電補貼各省出，用得起用，用不起就少用或不用，所以也不會出問題。由于氣電貴，省網沒動力用，全國氣電(包括熱電機組)平均利用小時2650小時左右，浙江省1200。光伏和風電貴也得全盤接納，這體現是國家對新能源的支持。

2018年9月，為完成國家的一般工商業用戶降電價的任務，廣東省發改委下調了部分燃氣機組的上網電價(實際今年天然氣價格是上漲的)。說明當電網承擔不起的時候，必然拿貴的電源開刀。

光伏、風電補貼屬于產業扶持政策，隨著產業發展的不斷成熟，補貼退坡是必然現象，并非只盯著光伏和風電。

三問，為什么火電、氣電、核電都采用了順差電價，補貼跟基礎電價一起發放，而風電、光伏就必須分兩部分發放呢?

如果理順了一次分配與二次分配的關系，厘清了省內平衡與財政統籌的關系，這個問題就不難理解。

四問，同為清潔能源，為什么沒人要求氣電、核電平價上網，而單單要求風電、光伏的平價上網呢?

如前所述，核電在沿海地區，價格低于或等于煤電價格，早已實現平價上網。

氣電因為起到調峰功能，但大部分氣電企業活得很艱難。

五問，德國的可再生能源附加能提高到0.5元/kWh以上，為什么中國0.019元/kWh的可再生能源附加不夠用了就不能提高了呢?

國情不同啊，一個現實的問題是：誰來承擔可再生能源漲價的成本?

用電側：目前國家要求降能源成本，這是今年降一般工商業用戶電價的起源。為提升終端用戶競爭力，大工業用戶電價不能漲;一般工商業用戶剛降了也漲不起來;居民電價本來就低，也不過16%的量。

電網：今年剛背了一般工商業用戶的降價成本600億左右，正四處找補錢，再來500億，以國網為例，2017年凈利潤900億，其中只有300億來自國內輸配電業務。你讓他哪里找?

煤電：國家還沒把煤電聯動欠該漲的電價補給他呢。四大發電集團兩三萬億資產，利潤400億，他們自己也覺得委屈。

水電：云南肯定沒啥油水可刮，有估計也得補償廣東老舊下崗煤電，四川的剛被省網薅羊毛補省內的差。

核電：核電公司會哭著說，你不知道三代核電是賠錢貨嗎?

氣電：除江蘇省的氣電外，大多數氣電企業想死的心都有。

上面的只是訴苦而已，畢竟可再生基金的征收在用電側，輻射面是除西藏、新疆、一產外的所有用戶，只能全面漲銷售電價，我猜全國人民不答應。

六問，為什么國家對別的電源形式的環境效益、高投資都認可，都給予補貼，而且不拖欠，但一談可再生能補貼，就忽視其環境效益和高初始投資，補貼就成為不可承受之重了呢?

國家沒有說不再補貼可再生能源，只不過企業的胃口太大，國家的能力有限。

可再生補貼是以收定支的，盤子就是那么大。國家的“十三五”規劃和每年的《能源工作會議》實際都指明了根據現實情況，國家可以承受的補貼規模。比如2017年，風電20G，光伏20G。

就光伏、風電產業而言，如果我們觀察行業特點，至少已經具備一些產業成熟期的特點：技術上已經成熟，行業特點、行業競爭狀況及用戶特點非常清楚和穩定，買方市場形成，行業盈利能力下降，新產品和產品的新用途開發更為困難，行業進入壁壘很高。

唯一不符合的是市場需求增速，然而，這一需求增速并非由市場真正驅動。

新能源行業的今日由于巨大的補貼缺口和上游市場供應過剩引發，導致行業今日之困難局面有市場與政策不匹配、央地政策銜接不順暢、企業逐利行為等多個原因。我個人依然認為這個行業前途光明，任何行業都有整合時期，新能源也不例外，過剩的產能會因時間被市場消化，生存下來的企業會更健康。

每個行業總有離乳之時，獨立后的未來會更美好。