目前，我國的可再生能源發展進入了一個關鍵的階段。在標桿電價體系的有效支持下，風電取得了長足的發展與進步，太陽能發展也開始提速。但是，風電、光伏相比火電的增量成本(風電大約0.25元/千瓦時，光伏0.7元/千瓦時左右)，是通過建立可再生能源基金，以全網分攤，并在銷售電價中征收電力附加進行補貼的方式來支持的。隨著可再生能源裝機與發電量迅速增加，以及基金未能實現足額征收，基金賬戶已經呈現“入不敷出”的局面。

2012年，我國電力總售電量超過4.9萬億千瓦時，可再生能源附加水平為8厘/千瓦時，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，則可支持風電發電量在1400億度左右。而2012年全年，風電發電量就已經超過1000億度。基金的未來缺口預期會越來越大，征收可再生能源電價附加的需求也會隨著增大。德國目前的可再生能源發電份額已經占到總發電量的四分之一，但是與此同時，其可再生能源附加在終端電價中的比例也占到了四分之一。長遠來看，可再生能源發展帶來的能源安全、環境質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“財源”。

“煤電聯動”下的電價下調空間數倍于附加水平

我國的電價基本還遵循“測算成本，政府定價”的模式，煤電聯動政策是在煤炭價格高漲時期出臺的，但這不意味著煤價下跌就不適用于此政策。從2011年下半年煤炭價格的高點(動力煤大約800-900元)到當前的價格水平(大約550-650元)，煤價下跌幅度達到30%。假設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“重點合同煤”的價格(其之前沒有市場煤那么高，自然也不會有降幅)與數量(大約占所有電廠用煤的50%)做一個保守估計，電價下調空間也在4分錢/千瓦時左右。

我國的煤炭市場從2002年開始一路上漲(當時的動力煤價格約為200元左右/ 噸)，經歷了10年的“牛市”，其累計漲幅在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，其他的成本構成并沒有如此比例的漲幅，甚至有些成本是下降的，特別是電力設備的制造成本。

在設備國產化以及“廠網分開”的背景下，火電廠單位千瓦投資造價從高峰時期的8000元 /千瓦，下降到4000元/千瓦的水平。因此，從電力成本構成來看，燃料成本在整個電價體系中的比例，從最初的50%左右，上升到近期的80%以上，甚至高達90%。因此，即使煤炭漲價的成本(250%)全額傳導，經測算其對應的電價漲幅水平也應該小于100%。如果再考慮到計劃內的合同煤炭的漲幅還要更小，電價的漲幅水平應該就更低了。

而從2002年到現在，整體的電價漲幅是多少呢?由于目錄電價體系極其龐雜，這一總體水平很難準確衡量，據筆者的測算，大約在60%-90%之間。發電水平、電企投資擴張、區域性電價不平衡等都造成了電價的變動。拋開這些因素的貢獻，公開透明的數據是準確衡量電價漲幅的前提，但這一點卻在目前難以實現。總之，所謂的總體上的“電價欠賬”空間，并沒有想象的那樣巨大。電價仍舊具有下調的空間。

我國電價水平已經不低

從國際比較來看，我國的電價絕對水平(基于匯率轉換)已經不低，不含稅的工商業電價已經比肩歐洲，超過美國。如果再考慮到我國較低的居民收入水平，在人均用電水平仍然很低的情況下，居民的電力支出負擔以及由于電價上漲引起的其他支出的增長已經比較沉重。從這一角度，終端電價上漲的代價也是巨大的。

尤其需要關注的是我國的電價水平與投入之間的不匹配。第一，我國的電力生產是以便宜的煤電占主導的，而歐美的天然氣發電以及其他高成本的發電機組顯然更多;第二，歐美的電力市場，基本采用的是基于邊際成本的報價，而一般的研究往往認為，這一報價會高于傳統的基于平均成本測算的電價水平(我國目前理論上是這種方式);第三，從國際上看，國產機組單位投資比歐美便宜30%以上，而我國電力行業相應的勞動力成本、水成本等也低于發達國家，環境標準與實際執行更是寬松;第四，我國的電網建設年代上比發達國家要新，其投資歷史上也多是財政直接支出。

可以說，中國的電價水平，“大大的低于歐美”才是正常的。在這一背景下，“測量”(measure)電價水平的“比肩”結果之后，如何解釋(explain)這一結果，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，建議啟動煤電聯動。根據煤電聯動規則實施聯動，下調火電標桿上網電價2.5-3分錢以及相應的輸電費用，但終端電價維持不變，補充可再生能源補貼賬戶1000億左右。按照可再生能源發電每千瓦時補貼0.25元計算(按照目前的風電標桿電價與火電標桿電價進行測算)，可以補貼4000億度風電，相當于累計補貼大致2億千瓦裝機容量，基本滿足未來2-4年的可再生能源基金賬戶。