最近有消息稱，燃煤廠成本與基準電價嚴重倒掛，燃煤電廠虧損面達到100%，多家上市電力公司聯名呼吁提高電價。出現煤電上網電價與基準電價嚴重倒掛的現象，反映出我國電價調整的市場化機制還不健全。

我國現行燃煤發電標桿電價采取“基準價+上下浮動”的價格機制，近期煤價持續上漲，燃煤發電企業出現大面積虧損，電價調整面臨較大壓力。但是“基準電價”調整需要考慮原材料價格、機組造價、勞動力成本、利率因素等多方因素，而且上浮范圍不能超過10%。通過上浮機制緩解煤電價格矛盾的效果依然有限，要想根本上解決煤電矛盾，需要加快推進各類電源的上網電價市場化改革。

至于如果基準價提高，是否會引起居民用電價格上漲，我認為大可不必擔心。在完善分時電價改革的大背景下，可能會對尖峰電價適度調整，但是依然會遵循一個大原則，就是保持電網企業銷售電價總水平基本穩定。只要形成合理用電習慣，居民用電支出不會有較大影響。

我國電價定價體制是怎樣的？在全球范圍來看處于怎樣的水平？

我國在上世紀90年代就開始推進電力市場化改革，目標是建立現代電力市場體系，實現政府定價向市場定價的轉變。就目前來說，我國市場化的電價競價機制尚未完全建立，與發達國家尚有不小差距。歐美發達國家的競爭性電力市場，不僅發電側和需求側均實現了競價上網，而且還建立了零售市場與批發市場、現貨市場與期貨市場，甚至實現了電力市場的證券化。

就我國電價的整體水平來看，與有定期統計的經合組織成員國相比，處于中下水平；與USA相比，電價整體水平接近，但我國工業電價比USA高很多，而居民電價比USA低很多。發改委6月也曾發文，指出我國居民電價長期低于成本，也即是說，工業電價與居民電價存在交叉補貼現象。

存在這種交叉補貼是有歷史原因的：一個是客觀原因，是由發電成本的結構特征決定的。電力系統的穩定性要求極高，電網系統中的電能需要時刻保持供需平衡，這就要求發電機組隨著負荷變化而實時調節，不同的運行方式對發電成本具有明顯影響。由于工業用電的負荷比較穩定，居民用電的負荷變化較大，導致工業用電的發電成本要明顯低于居民用電的發電成本。

另一個是主觀原因，是由電價在民生中的地位所決定的。電能是現代社會的基本需求，電價高低關系到最廣大人民群眾的民生福祉，新中國成立以來就一直制定較低的居民電價，電價調整也一直比較謹慎。當然，這一交叉補貼的解決，不是靠簡單的上調居民電價，而是要不斷完善居民階梯電價政策，在維持電價總體水平穩定的基礎上，逐步縮小電力交叉補貼效應。

水電發電成本低，能否全面替代火電？

我國是技術領先的水電大國，合理有序開發水電資源，可以優化電源結構，減少化石燃料消耗和溫室氣體排放，水力發電無燃料成本，建設成本由于使用年限長而使得單位發電成本較低。即便如此，水電全面替代火電是不可能的。

首先，是水電與火電機組具有不同的投資靈活性。水電開發受自然條件限制，近期內，我國具備經濟性的水電資源不多了，主要在“三江”上游地區，開發難度大，成本也較高。而火電建設卻有明顯的靈活性，一方面是建設選址靈活，既可以建在城市的負荷中心，也可以在煤炭生產企業附近建坑口電站，任何可以建水電、核電等電站的地方，都可以建設火電，反之則不然。另一方面是火電相對于水電、核電等的建設周期較短，通常只需2-3年，開建后很快便可投產運營。此外，火電技術發展成熟，具有標準設計，除了裝機容量和機組型號不同，生產流程、廠房建設、設備類型基本一致，即復制成本較低，水電的設計建設則受到自然因素影響較大，壩體、電站的設計與建設成本的差異性較大。

其次是水電與火電在電力系統中具有不同的定位。火電機組啟停速度快，突發負荷調整時運行穩定，既可以帶基荷運行，又可以承擔調峰任務，具有較強的經濟性。而水電的最大優點在于較強的可調節性，是理想的調峰、調頻和事故備用電源，主要承擔調峰任務和輔助服務（尤其抽水蓄能電站只承擔短時間的系統尖峰負荷）。只有在豐水期水量充沛的情況下帶基荷運行，否則就會因庫容限制而被迫棄水，造成資源浪費。因此，水電和火電在電源結構中的定位是不同的，性能不同的發電機組，應該根據自身優勢承擔系統中的相應作用，而不是簡單地從成本角度來判斷替代與否。

再次，多元化的電源結構更有利于電力系統的穩定。發電側各種類型的機組都提供了不同種類的產品與服務，核電多提供基荷電量，火電和抽水蓄能多提供峰荷電量，水電站提供的產品不僅是電能量，還有容量備用、調頻調壓、無功吸收、黑啟動等輔助服務和社會安全等公共服務，特別是還承擔了防洪防汛的社會任務，在汛期要蓄水防洪。所以從國家電力安全的角度來說,為了電力系統的穩定和有效運行，發電側需要形成合理的電源組合,甚至為了安全要付出必要的成本。