林伯强（厦门大学嘉庚实验室、中国能源政策研究院）

近日发改委答复，中国居民电价偏低，将逐步调整，引起公众对居民电价的关注。

2012年7月居民阶梯电价全面推行，把户均用电量设置为若干个阶梯分段或分档次定价计算费用。实施阶梯电价以前，中国居民采取统一电价模式，采用工业电价对居民电价进行交叉补贴。所以改革通过分段电量实行细分市场的差别定价，能提高用电效率，在公平性上能够更多地补贴低收入群体。因此，实行阶梯电价除了反映社会公平之外，还更有利于鼓励居民节约用电，减少能源浪费，符合节能减排的大方向，得到了社会的普遍认可。还通过价格的作用来引导人们主动节能，使节能消费观念深入人心。

虽然政府在阶梯电价改革时保证居民电价不变的第一档用电量能够覆盖超过80%的家庭，但是随着近十年经济发展，居民收入的增加导致用电量上升（居民用电量增长速度平均接近两位数）。因此，2012年以来虽然基本上没有对阶梯电价制度进行修改，但居民电量增加也使他们支付了更为昂贵的第二、第三档电费，所以改革后居民电价水平应该是有所上涨的，工业与居民交叉补贴也有所收窄，但依然存在。

近日生态环境部表示全国碳市场交易于6月底前启动，首先纳入发电行业。由于电力以煤电为主（2020年占68%左右），碳交易对电力行业的影响会比较大，对整体经济的影响则取决于碳交易成本有多大，和是否向上下游产业转移。协调好电力市场和碳交易市场的融合发展将是碳中和的主要任务，因为碳交易成本需要电价改革来提供出口消化，为应对碳市场带给电力行业的冲击，需要进一步进行电价改革。

清洁能源开发利用将导致电力系统成本大幅提升。风能、太阳能发电可靠性较差，大规模并入电网会使得电力系统稳定问题愈加多变和复杂，系统失稳风险增加。也意味着可再生能源的技术进步虽然促进其发电成本持续降低，但在储能技术和成本取得突破性进展之前，电网可靠性成本决定了风电光伏消纳成本可能持续上升。近十年政府持续对风电、光伏等清洁能源的开发利用进行了大规模补贴，促进快速发展的同时也带来了沉重的财政负担。建立以清洁能源为主体的能源系统过程中，如何摆脱对财政资金的依赖将是政府面临的一大难题。

电力系统内部无法承担低碳转型成本。一方面，煤电为保障电力系统安全稳定，未来将更多地承担调峰、调频、备用等辅助服务任务，煤电机组在低负荷工况下单位煤耗上升造成的燃料成本，以及设备磨损造成的检修成本都会大幅提高。另一方面，清洁能源的持续并网会整体减少煤电机组的利用小时数，同时煤电机组的灵活性改造也需要大量的资金投入。

从国际经验来看，电力生产侧的碳减排成本会通过电价逐步向下游（包括最终消费者）传导。目前电价体制下，中国电力生产侧的碳成本还很难向用能企业传导。如果碳价格信号无法真正在电力消费侧发挥作用，也就很难倒逼下游产业进行结构调整与转型升级。

上述问题随着碳中和进程将日益凸显，市场化手段应该在解决问题过程中发挥更多作用。通过碳市场引导用能企业节能减排，促进碳市场和电力市场协同发展。全国碳市场未来将纳入钢铁、水泥等主要高耗能行业，因此，统筹、协调、完善碳交易机制及电价机制，才能有效促进高耗能、高排放行业的节能减排及绿色技术创新，实现碳市场和电力市场的协同发展。

深化电力市场化尤其是电价改革，让电价真正反映市场供需以及碳减排成本。一方面，碳中和约束下的电力系统应设计适合不同属性电力资源的定价和补偿机制，理顺电力市场各环节的利益分配机制。另一方面，碳定价后发电企业面临较大的成本压力，终端电价机制需要改革。在考虑碳市场与电力市场交互影响的基础上，形成电价与碳价的良性互动，通过电价把碳成本传到下游的具体环节，确保碳价格信号真正发挥减排作用。

当然，由于电力和粮食问题一样敏感，碳成本在电力市场各利益主体中的分担问题还需结合现实情况慎重对待。但是，让电价反映市场供需及碳减排成本还是电力市场化改革的关键原则之一，所以居民电价上调的预期与碳中和和碳交易应该相关。简单说，对于以煤为主的发电企业，碳交易需要增加碳成本，这就必须有个出口。居民电力消费量目前占全国电力消费总量约14%，仅调整居民电价还不够。今后，工业电价（特别是高耗能工业）需要承担较大部分的碳中和成本。对于居民电价来说，政府一般很敏感；工业电价方面，政府则会慎重考虑电价对制造业竞争力的影响。所以无论是居民电价，还是工业电价，如果上调也应该是一个缓慢过程。