目前，我国的可再生能源发展进入了一个关键的阶段。在标杆电价体系的有效支持下，风电取得了长足的发展与进步，太阳能发展也开始提速。但是，风电、光伏相比火电的增量成本(风电大约0.25元/千瓦时，光伏0.7元/千瓦时左右)，是通过建立可再生能源基金，以全网分摊，并在销售电价中征收电力附加进行补贴的方式来支持的。随着可再生能源装机与发电量迅速增加，以及基金未能实现足额征收，基金账户已经呈现“入不敷出”的局面。

2012年，我国电力总售电量超过4.9万亿千瓦时，可再生能源附加水平为8厘/千瓦时，考虑居民用电的征收水平要低一些，可以征收基金350亿元左右，则可支持风电发电量在1400亿度左右。而2012年全年，风电发电量就已经超过1000亿度。基金的未来缺口预期会越来越大，征收可再生能源电价附加的需求也会随着增大。德国目前的可再生能源发电份额已经占到总发电量的四分之一，但是与此同时，其可再生能源附加在终端电价中的比例也占到了四分之一。长远来看，可再生能源发展带来的能源安全、环境质量提高的收益将证明这一支出是值得的，但短期客观存在的增量成本，需要找到“财源”。

“煤电联动”下的电价下调空间数倍于附加水平

我国的电价基本还遵循“测算成本，政府定价”的模式，煤电联动政策是在煤炭价格高涨时期出台的，但这不意味着煤价下跌就不适用于此政策。从2011年下半年煤炭价格的高点(动力煤大约800-900元)到当前的价格水平(大约550-650元)，煤价下跌幅度达到30%。假设燃料成本之外的其他成本保持不变，而燃料成本占总成本的80%，参照过去“重点合同煤”的价格(其之前没有市场煤那么高，自然也不会有降幅)与数量(大约占所有电厂用煤的50%)做一个保守估计，电价下调空间也在4分钱/千瓦时左右。

我国的煤炭市场从2002年开始一路上涨(当时的动力煤价格约为200元左右/ 吨)，经历了10年的“牛市”，其累计涨幅在250%左右。但必须注意的是，燃料成本只是电厂诸多成本的一项，其他的成本构成并没有如此比例的涨幅，甚至有些成本是下降的，特别是电力设备的制造成本。

在设备国产化以及“厂网分开”的背景下，火电厂单位千瓦投资造价从高峰时期的8000元 /千瓦，下降到4000元/千瓦的水平。因此，从电力成本构成来看，燃料成本在整个电价体系中的比例，从最初的50%左右，上升到近期的80%以上，甚至高达90%。因此，即使煤炭涨价的成本(250%)全额传导，经测算其对应的电价涨幅水平也应该小于100%。如果再考虑到计划内的合同煤炭的涨幅还要更小，电价的涨幅水平应该就更低了。

而从2002年到现在，整体的电价涨幅是多少呢?由于目录电价体系极其庞杂，这一总体水平很难准确衡量，据笔者的测算，大约在60%-90%之间。发电水平、电企投资扩张、区域性电价不平衡等都造成了电价的变动。抛开这些因素的贡献，公开透明的数据是准确衡量电价涨幅的前提，但这一点却在目前难以实现。总之，所谓的总体上的“电价欠账”空间，并没有想象的那样巨大。电价仍旧具有下调的空间。

我国电价水平已经不低

从国际比较来看，我国的电价绝对水平(基于汇率转换)已经不低，不含税的工商业电价已经比肩欧洲，超过美国。如果再考虑到我国较低的居民收入水平，在人均用电水平仍然很低的情况下，居民的电力支出负担以及由于电价上涨引起的其他支出的增长已经比较沉重。从这一角度，终端电价上涨的代价也是巨大的。

尤其需要关注的是我国的电价水平与投入之间的不匹配。第一，我国的电力生产是以便宜的煤电占主导的，而欧美的天然气发电以及其他高成本的发电机组显然更多;第二，欧美的电力市场，基本采用的是基于边际成本的报价，而一般的研究往往认为，这一报价会高于传统的基于平均成本测算的电价水平(我国目前理论上是这种方式);第三，从国际上看，国产机组单位投资比欧美便宜30%以上，而我国电力行业相应的劳动力成本、水成本等也低于发达国家，环境标准与实际执行更是宽松;第四，我国的电网建设年代上比发达国家要新，其投资历史上也多是财政直接支出。

可以说，中国的电价水平，“大大的低于欧美”才是正常的。在这一背景下，“测量”(measure)电价水平的“比肩”结果之后，如何解释(explain)这一结果，的确很令人深思。

基于此，着眼于解决“可再生能源基金”账户的不平衡问题，建议启动煤电联动。根据煤电联动规则实施联动，下调火电标杆上网电价2.5-3分钱以及相应的输电费用，但终端电价维持不变，补充可再生能源补贴账户1000亿左右。按照可再生能源发电每千瓦时补贴0.25元计算(按照目前的风电标杆电价与火电标杆电价进行测算)，可以补贴4000亿度风电，相当于累计补贴大致2亿千瓦装机容量，基本满足未来2-4年的可再生能源基金账户。