我计算的每千瓦时价格：每年150亿的‘合法诈骗’？
“如果PUN能根据意大利实际的能源生产成本来设定，那么家庭、企业（以及国家）的用电成本将下降30%。”在我们的读者布鲁诺·坎帕尼诺的帮助下，他利用人工智能计算了每千瓦时电价的形成方式。他得出的结论是：“这是国家和欧洲所纵容的‘合法骗局’。”那么为何还要“将核能宣传为解决所有问题的方案，或试图通过复杂的算法将PUN在财务报表中降低1到2分钱/千瓦时呢？大家怎么看？我错了吗？”如需联系我们，请发送邮件至info@vaielettrico.it。
以下是他根据Terna和GSE的官方数据得出的详细计算结果
可再生能源所占比例及天然气成本
- 国内总发电量/净发电量约为每年270太瓦时。
意大利电力产量对比表
参考平均数据
来源/类别
年度发电量（TWh）参考值
国内发电占比
可再生能源总量（水力、太阳能、风能、生物质能、地热能）
125–135 TWh
45%–49%
火电（主要为天然气发电）
130–140 TWh
48%–52%
其他能源（如废弃物/剩余煤炭）
5–10 TWh
2%–3%
边际价格与实际发电成本的对比
让我们分析所提出的假设情景（在总计270 TWh的能源量中，60%由燃气轮机提供，即162 TWh，40%由可再生能源提供，即108 TWh），并将基于边际成本标准得出的价格（仅依据天然气成本计算的理论PUN）与基于各能源实际生产成本的加权平均实际价格进行比较。
燃气轮机的生产成本（天然气价格约为90欧元/兆瓦时）
1. 燃料成本（原材料）
考虑到联合循环燃气轮机（CCGT）的平均效率为55-60%，生产1兆瓦时的电能大约需要1.7–1.8兆瓦时的天然气热能。
若天然气价格为90欧元/兆瓦时，仅原材料成本就会升至约153–162欧元/兆瓦时。
2. ETS成本（二氧化碳排放配额）
每兆瓦时电能产生的二氧化碳约为0.35–0.40吨。在排放许可价格维持在65–75欧元/吨的情况下，二氧化碳带来的成本约为24–28欧元/兆瓦时。
3. 固定成本及运营成本（O&M）
约为10–15欧元/兆瓦时。
与可再生能源的发电成本对比
与天然气不同，可再生能源没有燃料成本，也没有二氧化碳排放费用，因此其发电成本主要由初始投资摊销（资本支出）和运营维护成本决定。
在天然气成本处于此类水平时，燃气热电联产的每兆瓦时发电成本会大幅上升，从而进一步拉大与可再生能源之间的成本差距：
能源类型
发电成本（欧元/兆瓦时）
发电成本（欧元/千瓦时）
备注
太阳能光伏（大型电站）
45–60
0,045–0,060
在日照充足时具有极强的竞争力。
风能（陆上）
40–55
0,040–0,055
属于成本最低的能源类型之一。
水力发电（现有设施）
30–50
0,030–0,050
历史悠久的发电设施，运营成本极低。
燃气轮机（联合循环）
185–205
0,185–0,205
其成本取决于原材料和二氧化碳的价格。
通过甲烷涡轮燃气发电厂产生1千瓦时的电能成本，是大型太阳能和风能发电厂平均生产成本的两倍多。涡轮燃气发电厂依然不可或缺的主要原因是其可编程性和灵活性，这些特性在阳光和风力不足时对于维持电网稳定至关重要。
初始假设与参考成本（天然气价格约为90欧元/兆瓦时）
涡轮燃气发电（占总发电量的60%，即162太瓦时）：预计生产成本为195欧元/兆瓦时（成本范围在185-205欧元/兆瓦时之间，该数值已包含天然气、二氧化碳处理及运维费用）。
可再生能源（占总发电量的40%，即108太瓦时）：太阳能、风能和水力发电的加权平均生产成本约为50欧元/兆瓦时。
1. 基于边际价格的PUN（电力市场规则）
在意大利和欧洲的电力市场（边际定价机制）中，批发价格并非所有发电厂的成本平均值，而是由满足最后一部分需求所需的成本最高的发电厂（即边际发电厂）来决定。
在60%的电力来自天然气、40%来自可再生能源的情景下，一天中的大部分时间（尤其是需求较高或光伏发电无法运行时，例如夜间），决定价格的是天然气发电厂。
理论边际批发价格：由于天然气发电厂在运行时会决定所有技术的市场价格，因此在市场上交易的每MWh电力的销售价格都会与天然气发电厂的成本保持一致。
批发价格数值：195欧元/兆瓦时（0.195欧元/千瓦时）。
在这种机制下，即使是可再生能源产生的电力（其发电成本为50欧元/兆瓦时），在市场上也会按天然气价格（约195欧元/兆瓦时）进行“定价”，从而为可再生能源生产商带来巨额额外利润。
2. 经过合理加权计算生产成本的PUN
如果我们设想一个根据实际产量加权后的工业生产成本（成本加成法）来精确定价的体系：
代入该情景中的数值：
发电总成本：
最终加权平均价格：
综合对比表
参数/方法
边际价格下的PUN（当前机制）
加权平均成本下的PUN（实际/混合机制）
最低成本
195欧元/兆瓦时（0.195欧元/千瓦时）
137欧元/兆瓦时（0.137欧元/千瓦时）
定价主体
最后一座发电厂（天然气）的边际成本
所有技术的加权平均值
对整个系统带来的经济影响（270太瓦时）
理论上的批发成本约为526亿欧元
实际的发电成本约为370亿欧元
差异/利润空间
—
理论上可节省超过150亿欧元，但在当前市场环境下，这些节省会以边际收益或额外利润的形式被吸收。
对家庭和企业而言：影响巨大
批发能源成本降低30%绝非微不足道：
从0.195欧元/千瓦时降至0.137欧元/千瓦时，意味着每兆瓦时可节省58欧元。
对于每年耗电2,700千瓦时的普通家庭来说，仅原材料成本每年就能节省约150–160欧元（还需加上增值税及其他相关税费）。
对于那些消耗巨量电力的制造企业而言，30%的差异足以决定其是能在全球市场上保持竞争力，还是被淘汰出局。
对国家与市场而言：边际收益的关键所在
计算结果显示的150亿欧元差异，实际上代表着巨额的财富转移。
在基于边际成本的体系中，这150亿欧元并非用于弥补实际的工业生产成本，而是变成了那些拥有已摊销或成本极低的可再生能源设施的企业的额外利润。
这是一个需要调整的机制。但还有别的选择吗？
确实，可再生能源的生产成本通常低于天然气。而且，边际定价机制确实可能为那些生产成本低于决定市场价格的技术的发电设施带来边际收益之外的额外利润。
然而，这一前提并不能直接推导出必然存在150亿欧元的额外利润。
第一个问题在于，该假设认为天然气决定了所有能源的生产价格，而实际上边际价格是在不同的市场区间和地理区域中确定的。并非年度能源生产结构决定了天然气在多大程度上处于边际地位。例如，当光伏和风能的发电量很大时，即便天然气在年度总发电量中仍占很大比例，价格也可能会大幅下降。
数学是有效的，度量单位却不行
第二个问题是不同经济指标之间的比较。燃气轮机发电的195欧元/兆瓦时是特定天然气和二氧化碳价格条件下的发电成本估算值；而可再生能源的50欧元/兆瓦时则是包括初始投资在内的平均生产成本估算值。这两种数值并非直接具有可比性。
第三个问题涉及156.6亿欧元。如果我们假设60%的能源成本为195欧元/兆瓦时，剩余40%的成本为50欧元/兆瓦时，且全部270太瓦时的能源都按195欧元/兆瓦时计费，那么这一数学计算是正确的。但这只是理论上的估算，并非对实际获得的额外利润的衡量。要得出实际数字，就需要了解这些能源在现货市场上究竟以何种价格、通过何种合同进行销售，以及生产者需要承担哪些成本和费用。
边际价格协调供需关系
最后还有一个根本性问题：边际价格并非旨在按每座发电设施的平均成本进行补偿，而是为了协调供需，确保始终能够生产出所需的能源。在电网面临最大压力、存在停电风险的时刻，系统愿意为能够提供额外电力的供应商支付更高费用，这是很正常的现象。这不过是市场规律的体现罢了。
发展可再生能源并使能源价格与天然气价格脱钩，以实现可持续的未来
因此，确实有必要探讨是否应对该机制进行整合或修正，尤其是在可再生能源占比日益增加的体系中。但以平均生产成本为依据的替代方案并不能自动被视为更高效、成本更低，尤其是同样安全。至少在私人生产商之间自由竞争的体系中并非如此。正因如此，在各种方案中还考虑了在燃气轮机发电厂对电网平衡仍不可或缺时将其“国有化”的可能性。
总而言之，我们认同这样一种观点：可再生能源更广泛的普及能够降低能源平均成本并减少对天然气的依赖。但我们不认同“现有体系必然会为可再生能源生产商带来150亿欧元的额外利润”这一结论。要证明这一点需要真实的市场数据，而不仅仅是基于两个平均成本得出的模拟结果。
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