“平价”新能源电价政策 应平衡好省间能源转型成本的差异

随着风光可再生能源比例进一步提高，其发电的边际成本几乎为零，实行“平价”上网政策后，其“平价”依然延续原来的区域标杆电价政策理念，虽然都是”平价“，可实际各省上网电价差异较大，广东最高，达到0.453元/千瓦时，新疆最低，仅0.25元/千瓦时，几乎是广东的1/2。

（来源：微信公众号“鄂电价格” 作者：范先国）

同为风光新能源发电项目，上网电价存在如此巨大的差异，带来了两个值得商榷的问题：

其一：”平价“新能源上网电价执行各省燃煤基准价，与新能源发电的成本属性是否匹配？现行燃煤发电基准价源于燃煤发电标杆价。2004年，国家发改委对新投产燃煤机组实行标杆上网电价，并根据上游电煤价格实行联动，反应燃料成本变化（燃料成本占比约70%-80%），电煤成本是大头，是燃煤发电企业度电成本的主要组成部分。

风光新能源初始投资成本大，由于风、光资源是免费的，后续变动成本低，成本属性与燃煤电厂差异较大。

同时，随着技术发展与规模效应，新能源投资成本在未来仍有较大的下行空间，现行燃煤标杆价（基准价）并不能准确反应风光成本变化。相反，燃煤火电上网电价受到市场上煤炭价格、运力费用、发电耗材等多种成本因素影响，这些成本时刻处于变动状态，特别是煤炭资源价格上涨推动了燃煤上网电价的提高。

因此，将”平价“风光新能源上网电价与燃煤基准价挂钩，实在是不具备同质性。

其二：现行燃煤基准价较高的省份，是否导致其能源转型成本较高？由于风、光等设备造价全国基本一致，风、光等新能源初始投资全国也基本趋同。但是，不同省份燃煤基准价高低差异较大，譬如全国最高的是广东，达到0.453元/千瓦时，最低的新疆则是0.25元/千瓦时，几乎是广东的1/2，这主要反映的是煤炭价格成本差异。从中部省份来看，湖北周边省份中，东边的安徽省燃煤基准价0.3844元/千瓦时，较湖北低3.17分/千瓦时；北边河南省燃煤基准价0.3779元/千瓦时，较湖北低3.82分/千瓦时；北边陕西省燃煤基准价0.3545元/千瓦时，较湖北低6.16分/千瓦时；西边的重庆市燃煤基准价0.3964元/千瓦时，较湖北低1.97分/千瓦时。

投资同样规模的风、光新能源项目，在平价上网政策下，湖北、安徽、河南、陕西、重庆相邻的五个省份的上网电价完全不一样，价差在1.97分—6.16分之间。

原本体现的是传统的燃煤发电企业由于电煤价格不同带来的电价水平上的差异，在”平价“风光新能源电价上一样得到了体现。

由于新能源规模效应，这个“平价”上网电价差距导致用户承担的电费负担差异也是非常可观的。

举例来说，如果湖北风光新能源上网电量400亿千瓦时，按照五个省不同“平价”电价计算，用户支付的购电费差异较大，其中湖北支付的电费较陕西多24.64亿元、较河南多15.28亿元、较安徽多12.68亿元、较重庆多7.88亿元，如下表所示：

这就意味着，像湖北这类燃煤基准价较高的省份，为了实现能源转型和”双碳“目标，全社会需要承担相对更多的转型成本。

综上，建议：

第一，逐步脱钩。对于风光新能源项目，实行平价上网的，应将其上网电价与燃煤基准价逐步脱钩，各省实行独立的指导价机制。同时，煤电基准价也应随之调整，其上网电价水平尽量与煤电生产的真实成本保持均衡，避免电价错配导致市场信号长期失真。

第二，动态调整。在保持风光新能源行业合理投资收益的同时，根据初始投入成本变化，动态调整新投新能源指导价，反映新能源设备造价、技术进步、区域分布等成本变动的普遍趋势，准确给出价格信号，科学引导投资，降低全社会能源绿色低碳转型成本。