燃煤电厂亏损面达100％，居民电价比美USA低很多，电价上调可能性有多大？

最近有消息称，燃煤厂成本与基准电价严重倒挂，燃煤电厂亏损面达到100%，多家上市电力公司联名呼吁提高电价。出现煤电上网电价与基准电价严重倒挂的现象，反映出我国电价调整的市场化机制还不健全。

我国现行燃煤发电标杆电价采取“基准价+上下浮动”的价格机制，近期煤价持续上涨，燃煤发电企业出现大面积亏损，电价调整面临较大压力。但是“基准电价”调整需要考虑原材料价格、机组造价、劳动力成本、利率因素等多方因素，而且上浮范围不能超过10%。通过上浮机制缓解煤电价格矛盾的效果依然有限，要想根本上解决煤电矛盾，需要加快推进各类电源的上网电价市场化改革。

至于如果基准价提高，是否会引起居民用电价格上涨，我认为大可不必担心。在完善分时电价改革的大背景下，可能会对尖峰电价适度调整，但是依然会遵循一个大原则，就是保持电网企业销售电价总水平基本稳定。只要形成合理用电习惯，居民用电支出不会有较大影响。

我国电价定价体制是怎样的？在全球范围来看处于怎样的水平？

我国在上世纪90年代就开始推进电力市场化改革，目标是建立现代电力市场体系，实现政府定价向市场定价的转变。就目前来说，我国市场化的电价竞价机制尚未完全建立，与发达国家尚有不小差距。欧美发达国家的竞争性电力市场，不仅发电侧和需求侧均实现了竞价上网，而且还建立了零售市场与批发市场、现货市场与期货市场，甚至实现了电力市场的证券化。

就我国电价的整体水平来看，与有定期统计的经合组织成员国相比，处于中下水平；与USA相比，电价整体水平接近，但我国工业电价比USA高很多，而居民电价比USA低很多。发改委6月也曾发文，指出我国居民电价长期低于成本，也即是说，工业电价与居民电价存在交叉补贴现象。

存在这种交叉补贴是有历史原因的：一个是客观原因，是由发电成本的结构特征决定的。电力系统的稳定性要求极高，电网系统中的电能需要时刻保持供需平衡，这就要求发电机组随着负荷变化而实时调节，不同的运行方式对发电成本具有明显影响。由于工业用电的负荷比较稳定，居民用电的负荷变化较大，导致工业用电的发电成本要明显低于居民用电的发电成本。

另一个是主观原因，是由电价在民生中的地位所决定的。电能是现代社会的基本需求，电价高低关系到最广大人民群众的民生福祉，新中国成立以来就一直制定较低的居民电价，电价调整也一直比较谨慎。当然，这一交叉补贴的解决，不是靠简单的上调居民电价，而是要不断完善居民阶梯电价政策，在维持电价总体水平稳定的基础上，逐步缩小电力交叉补贴效应。

水电发电成本低，能否全面替代火电？

我国是技术领先的水电大国，合理有序开发水电资源，可以优化电源结构，减少化石燃料消耗和温室气体排放，水力发电无燃料成本，建设成本由于使用年限长而使得单位发电成本较低。即便如此，水电全面替代火电是不可能的。

首先，是水电与火电机组具有不同的投资灵活性。水电开发受自然条件限制，近期内，我国具备经济性的水电资源不多了，主要在“三江”上游地区，开发难度大，成本也较高。而火电建设却有明显的灵活性，一方面是建设选址灵活，既可以建在城市的负荷中心，也可以在煤炭生产企业附近建坑口电站，任何可以建水电、核电等电站的地方，都可以建设火电，反之则不然。另一方面是火电相对于水电、核电等的建设周期较短，通常只需2-3年，开建后很快便可投产运营。此外，火电技术发展成熟，具有标准设计，除了装机容量和机组型号不同，生产流程、厂房建设、设备类型基本一致，即复制成本较低，水电的设计建设则受到自然因素影响较大，坝体、电站的设计与建设成本的差异性较大。

其次是水电与火电在电力系统中具有不同的定位。火电机组启停速度快，突发负荷调整时运行稳定，既可以带基荷运行，又可以承担调峰任务，具有较强的经济性。而水电的最大优点在于较强的可调节性，是理想的调峰、调频和事故备用电源，主要承担调峰任务和辅助服务（尤其抽水蓄能电站只承担短时间的系统尖峰负荷）。只有在丰水期水量充沛的情况下带基荷运行，否则就会因库容限制而被迫弃水，造成资源浪费。因此，水电和火电在电源结构中的定位是不同的，性能不同的发电机组，应该根据自身优势承担系统中的相应作用，而不是简单地从成本角度来判断替代与否。

再次，多元化的电源结构更有利于电力系统的稳定。发电侧各种类型的机组都提供了不同种类的产品与服务，核电多提供基荷电量，火电和抽水蓄能多提供峰荷电量，水电站提供的产品不仅是电能量，还有容量备用、调频调压、无功吸收、黑启动等辅助服务和社会安全等公共服务，特别是还承担了防洪防汛的社会任务，在汛期要蓄水防洪。所以从国家电力安全的角度来说,为了电力系统的稳定和有效运行，发电侧需要形成合理的电源组合,甚至为了安全要付出必要的成本。