可再生能源优惠电价属于“政策手段！属于可再生能源的是

对可再生能源提供优惠固定电价，以降低其发展风险是世界的通行做法。其理论的依据在于先进技术面临的“市场失灵”，需要干预。这种失灵表现在：可再生能源初始成本较高，但是随着规模扩大、学习效应而有大幅下降的可能性。如果初期没有政策的支持，可再生的市场份额不会扩大，而份额不会扩大，其成本也无法降低到具有市场竞争力的程度。这一“鸡蛋困局”需要政策手段来干预，以帮助可再生能源扩大市场份额，从而避免锁定在低份额上，无法对污染物减排与气候变化做出长期的贡献。这一优惠电价，与中国对水电、气电、核电的分门别类行政定价（割裂统一的电力市场），尽管最终形式一样，但是其理论依据截然不同，不能往一起归类。

而价格手段属于的一种，服从于额外的政策目标，属于政策的一部分。典型的政策手段就是从价税收，实现调节收入、消费等政策目的。比如，针对稀缺石油消费的燃油税，针对碳排放引发全球气候变化的碳税等等。与税收相对应的，是的补贴，可以看做是负的税收。

第二，通过直接交易，减少中间交易成本、解决价格的内生性问题、发现行政定价距离“最优价格”的差距。过去的行政定价存在着对价格体系的扭曲，比如相对于电力的价值，有些地区电价水平过高（比如东部地区，依赖于廉价进口煤炭），有些地区电力价格水平过低（比如煤炭产区附近的电厂，其节省的运输成本在煤炭市场化后极其有限），这些问题有望得到一定程度的纠正。

第一，可以一定程度上电网垄断性经营，还原Utility（电力公共事业）的真意。大用户将是售电市场的第一批批发商与用电主体。

由于可再生能源的迅猛发展，需要征收电价附加以提供足量补贴，其可再生补贴在终端电价中的比例要占到终端电价的1/4到1/3，达到6欧分以上。但是包括高耗能的大工业一般都可以获得可再生能源附加负担的部分或者全额减免。在促进能源转型的可再生能源法案（EEG）2.0版本（讨论中），明确写明：要确保能源电力密集型工业的未来的竞争力。分析其减免的动机，大企业的游说无疑是原因之一，但是看待高耗能的作用也不无关系。事实上，欧洲一直是世界上最大的能源密集型产品的出口地区，重要的不是高耗能与否，而是其效率与竞争力如何。

目前，作为电力体制的起步，大用户直购电以其操作较为直接、能力建设要求与复杂程度相对较低有望成为积极推进的政策。但是，大用户直购电可能会使高耗能行业享受比现在更低的电价水平。这一点引发了相当多的争议，颇有中国特色。

高耗能产业，顾名思义，指的是能源消耗程度比较高的产业，也就是能源密集型产业。传统上，钢铁、建材（比如水泥、玻璃）、化工、有色（比如炼铝）、造纸、石化等行业属于认识中的高耗能工业，其能源成本在总成本中的比例超过20%，大部分在30-60%，而有机化工可能超过80%。IEA的统计汇总显示，这几类高耗能产业的总能耗要占到全球工业能耗的70%，20%的增加值，以及25%的直接就业。一句话，能源是高耗能行业的主要投入。

通过以上的分析，可以明显的看出，我们通常所指的电价，指的并不是电价水平的高低问题，而是电价的定价机制。电价是如何产生的问题，这显然涉及到整体电力部门的，属于迁一而动。在一定意义上，电价与电力是同一个意思的两种表述。建立电力市场仍然是的重中之重，而供需双方是建立电力市场的前提。

因为缺乏电力市场，西南低成本的水电无落地之处；因为缺乏电力市场，风电太阳能对降低上网电价的作用无法发挥；因为缺乏电力市场，“煤电互保”以邻为壑的闹剧反复上演。建立市场化为基础的电力市场，应该是电力的基本目标，这需要明确。

因此，可再生的优惠电价属于“政策手段”的范畴。这一手段在可再生能源成本大幅下降，具有了市场竞争力之后应该退出。目前，得益于中国制造的低成本，欧洲与美国的太阳能发电都接近于这一阶段。

由于长期控制、行政定价的原因，在我国，电力价格在一定的程度上更像是一种政策工具，用来实现政策目的的“价格手段”。比如高耗能、补贴最贫困人口，甚至弥补电力建设支出（比如三峡基金）。但是必须指出，机制与手段二者未来需要更显性地区分。

总体而已，大用户直购机制作为电力体制的起点，具有重要的意义。

但是，这一手段退出与否，与市场化推进没有关系。在我国，要加速这一政策手段的退出，配套的必不可少。在笔者看来，取消居民电价补贴“手段”是目前亟待推进的措施。

在我国电价在各种意义上（包括居民支出负担、可贸易部门参与国际竞争、税负水平）基本已经“赶欧超美”（这属于电价比较的事实描述性判断，不涉及未来电力需要涨还是需要降的“规范”表达。限于篇幅，另文论述，但这是基本的结论）的背景下，这一政策变化对于工商业竞争力提升也具有实质性意义。

可再生能源优惠电价属于“政策手段”

取消交叉补贴还是建设统一市场的要求。如果居民总体电价水平上涨50%，反映其成本与市场价值，可以进一步降低工商业电价5%-10%。这一政策变化，将具有对于居民电力消费信号的象征意义。

这一措施，无疑将提高总体电力运行的效率，“做大蛋糕”，通过降低交易成本与最终电价与产品成本，提高发电、输电与用户的“福利总水平”。这一对整体的意义重大，非常必要，那么必须冲破受损利益群体的。的整体“必要性”（提高整体效率）与的分布式影响可能阻碍“可行性”（部分利益群体受损）的问题不能混为一谈。

在电力体制的大背景下，认识到以上存在的问题，电力行业逐步开展了“大用户直供”、调度机制、“输配分开”、“配售分离”、“水火同价”价格等试点或者前期准备工作。但是，由于这些体制安排的特点与径依赖，对于这些与措施的解读与评价，“中国特色”的地方居多。本文就电价这一核心问题做一个初步的引子，辨析几个重要的概念与，希望引发更多的讨论。

2014年初，我国出台了针对钢铁产业基于能耗标准的惩罚性电价水价，这是一种行政价格手段。这一政策没有做到电价机制与政策工具的有效区分。在“审批”框子里面打转的“价格手段”，量裁权巨大，极易导致与寻租；另一方面，不区分机制与手段，容易将价格的手段式调整等同于价格，于真正的建立整体价格机制无甚关联。没有机制的建立，价格的分门别类的调整（比如有消息称，高耗能产业要建立阶梯电价）会使得价格体系进一步复杂化、破碎化，统一市场的发展，完全与的方向背道而驰。多收的“电费”账户的去向，是否补贴了由于高耗能发展而受损的群体（如果有），也有待进一步透明。这是现实中的一个迫切的问题。高耗能享受更好的经济效率也是理所应当的，电价机制决定的。

最后，人为压低、不反映市场价值（可以用工商业价格代表）的居民用电价格，使居民用户产生了价格错觉，有碍于新兴可再生能源的经济性与竞争力的提高，特别是分布式光伏应用。如果没有扭曲的价格手段，分布式光伏将在我国迎来爆发式的增长，将是朝向我国“最优电力结构”调整的巨大推动力。

电力是国民经济的基础产业。一般认为，电力价格是整个电力体系的核心， 连接并反应着供给与需求的变化，也直接关系着电力与用电部门各利益主体营收支出的核心利益。总体而言，电力在我国仍旧是一个高度管制的能源部门，这一特点突出地表现在发电、输配电、用电以及整个价格体系的不灵活。其中，发电价格、输配电电价与终端销售电价由制定并决定调整的节奏与幅度，缺乏市场发现价格与发电市场份额的机制与基础设施。

由于电力传输高损耗的特点，过大范围（比如超过1500公里，电力传输成本将超过总用电成本的25%以上）的调配在多数情况下都不会是资源优化配置的方向。在一个起作用的电力市场中，即使存在物理上的连接，这样的电力潮流流向即使短期存在，长期也是不可持续的，因为它将刺激电力受入地区更低成本机组的建设。随着中国市场化程度的提高、交通基础设施的改善与统一市场的建设，东部的要素价格将进一步趋同，能源运输成本的大小将成为决定资源优化配置方向的重要、甚至决定性的因素。

价格机制与价格手段

不存在于电力的“电价”

根本上，水电的本地使用、就近消纳无须付出长距离外送成本（这属于交易成本，属于整体上需要尽可能减少的部分），是大部分情况下的有竞争力的选择。一般而言，在充分满足本地需求的基础上才有外送的动力，也只有这样，才是符合全局最优的选择。但是，历史上（比如2012年），四川电网在丰水期都曾经出现本地用电紧张局面，这不能不说是资源的严重错配。的规划体制、缺乏电力市场发现性价格是根本性的原因。

再次，最低收入人群的用电负荷是用来保障基本生活需要的，已经低到无法再低。整个居民用电仅占总用电量的13%左右，这部分人群的比例就更低了。这部分人群，无疑需要追加能源服务补贴，但是直接发放货币补贴显然更有针对性与效率；

电价机制重要的是解决市场价格的内生性问题，是所谓市场机制的核心要素。典型的以市场为基础的价格机制中，最终市场的价格是供需双方内生出的一个双方可以达成交易的价格平衡点。如果供需发生任何方向的变化，这一平衡点就有可能改变。

在我国，主要发电企业获得的价格属于“成本驱动”（cost-driven）的模式，典型的比如“煤电联动机制”。根据这种机制的规则，煤电标杆电价水平要跟随煤价变动而调整。一方面，这种变化是基于燃料成本为基础的计算，缺少对消费侧需求动态的考量；另一方面，具体调整与否以及调整幅度需要行政程序的触发。但是，这仍然可以看做电价动态变化的一种机制。

目前来看，这种居民用电补贴政策的依据明显不足，问题越来越大。首先，对大部分最低收入以上的人群，用电负担在整体支出负担中的比例都已经很小，取消补贴对大部分群体影响不大；

这一机制与手段的区分对于我们以下要讨论的问题都是必要的。

大用户直购电机制与高耗能的政策

大用户直购应该是一种机制，属于供用双方，通过类似“双向拍卖”的方式确定双方均可以接受的电力价格的交易行为。高耗能产业，应该属于政策，属于手段的范畴。最起码，不能因为高耗能可能获得较低的电价，就认为大用户直购电是不对的。如果高耗能被认为是正当的目的，需要通过抬高其面临的电价其发展，那么加税抬高其能源成本属于局部政策手段。不应该因为高耗能可能因直购电享受更低的电价，从而“投鼠忌器”，就一般性的整体经济机制安排发挥作用。

一般而言，价格手段会在价格机制形成的价格水平之上打入一个“楔子”。价格机制解决价格如何变化的问题，而价格手段服从于能源管理的目标。认识清楚了电价机制与手段的区别，可以帮助我们更好的理解最终价格的结构与形成。电价手段如果过多，占据了电价水平的主体部分，那么其作为机制而变化以引导供需行为的作用就会削弱甚至完全消失，这就近似于完全行政定价了，手段与机制的界限就模糊了。

欧盟与的案例可以给我们提供一些如何看待高耗能的。

倚重手段而轻忽机制，既是现代行政效能低下的体现，也是不甘心退场而对的必然反噬。

其次，这种低电价并没有降低整体居民支出的总负担，因为工商业的高昂电价必然要通过其他日常消费品传导给用户，可以说在降低“总体居民支出”负担方面没有帮助；

更进一步，从根本上讲，对于高耗能的理由应该在于其的负外部性，这一问题的解决有赖于标准的提高与执行的刚性。高耗能并不具有“原罪”，其用电行为并不存在负的外部性影响。

第三，对于进一步电力体制具有程序性与能力建设的意义。

电价内生机制对资源优化配置至关重要

电价机制是市场配置资源的核心要素。理论上的探讨将是比较抽象的，涉及到价格与供需变化互动在资源优化配置中的作用。在此，我们以水电的本地消纳和外送安排举例说明。我国的四川、云南等地水电资源极其丰富，水电是当地消纳、还是外送符合总体效率原则，是一个在任何尺度（小时、天、季度、年、中期与长期）都处于变化中的问题。短时的需求波动、水库的来水波动与季节性丰枯差异、本地与目标地的需求年度变化与供应平衡、长期的电源结构等，都会影响水电的“最优流向”。这种市场的瞬息变化，是行政性定价与根据成本变动调整根本为力的，从而会造成资源优化配置的障碍。