世界各國電價水平及相關(guān)問題

孫小兵

2023年9月9日

價格機制是市場機制的根本，市場化改革的關(guān)鍵在于價格形成機制改革。從電價的本質(zhì)及與之相關(guān)的系統(tǒng)來看，電力系統(tǒng)是復(fù)雜系統(tǒng)、電力市場是復(fù)雜市場，隨著新能源、新型電力系統(tǒng)、新型能源體系的發(fā)展、演進和深化，這種復(fù)雜程度還會加深。主觀來看，電力市場是我所見的最復(fù)雜物理產(chǎn)品交易市場。電力系統(tǒng)由發(fā)、輸、變、配、調(diào)、用等環(huán)節(jié)組成，具有網(wǎng)絡(luò)化、區(qū)域型、實時平衡等物理特征，電價又受環(huán)保政策、產(chǎn)業(yè)政策、財政補貼政策、行業(yè)監(jiān)管及監(jiān)管效果、發(fā)電用一次能源稟賦及價格、發(fā)電結(jié)構(gòu)、市場規(guī)模、資產(chǎn)利用效率、金融市場及財務(wù)成本、單位造價水平及折舊計提、全產(chǎn)業(yè)鏈技術(shù)進步和運行效率、行業(yè)不均衡價格機制、碳市場政策工具及對電價的影響、電價的時間和空間差異、電力電量的供需平衡、電力市場發(fā)育程度和交易機制，以及政治、軍事、自然災(zāi)害等突發(fā)事件因素影響;若采用美元計價進行電價對比，還存在匯率偏差問題。總之，電力與煤炭、石油、天然氣等大宗能源貿(mào)易品種的價格機制存在巨大差異，因此，要對比各國終端用戶電價，需要結(jié)合上述要素進行系統(tǒng)分析，若就電價而談電價，就會“管中窺豹，所見不多;坐井觀天，知識不廣”。圖1、圖2是Global Petrol Prices統(tǒng)計的2022年四季度147個經(jīng)濟體家庭用戶平均電價(家庭所在地平均用電等級，含稅終端電價)、133個經(jīng)濟體工商業(yè)用戶平均電價(100萬千瓦時/年用電等級，含稅終端電價)，電價統(tǒng)計考慮了電力市場情況、區(qū)域用電差異等與電價相關(guān)的各類條件，具體統(tǒng)計方法見/documents/Sources_and_methods_GPP.pdf。

圖1 147個經(jīng)濟體家庭用戶平均電價(家庭所在地平均用電等級，含稅終端電價，2022年四季度，美元/千瓦時)

圖2 133個經(jīng)濟體工商業(yè)用戶平均電價(100萬千瓦時/年用電等級，含稅終端電價，2022年四季度，美元/千瓦時)

有關(guān)觀點：一、我國電力體制改革是有效的。以俄烏沖突前的2021年為例，美國發(fā)電用天然氣加權(quán)平均價格為5.17美元/千立方英尺，合1.23元人民幣/立方米(按平均匯率折算);美國煤炭價格最高時段(2021年12月)平均現(xiàn)貨價格為2.6美元/百萬英熱單位，合486.6元人民幣/噸標(biāo)煤;美國陸上風(fēng)光資源優(yōu)于我國。2021年，美國煤炭、天然氣等發(fā)電用一次能源價格低于我國，風(fēng)光資源稟賦優(yōu)于我國，終端電價卻高于我國。2022年四季度，我國家庭用戶終端電價平均值在147個經(jīng)濟體中居第106位，低于所有發(fā)達(dá)經(jīng)濟體，也低于印度、越南、土耳其、印度尼西亞、南非等主要發(fā)展中經(jīng)濟體;我國非家庭用戶(以100萬千瓦時/年企業(yè)用戶為樣本)終端電價平均值在133個經(jīng)濟體中居第94位，低于所有發(fā)達(dá)經(jīng)濟體，也低于印度、菲律賓、泰國、馬來西亞、墨西哥等我國產(chǎn)業(yè)的主要外遷地，僅是越南的1.18倍、印度尼西亞的1.16倍?？傮w來看，《國務(wù)院關(guān)于印發(fā)電力體制改革方案的通知》(國發(fā)〔2002〕5號)、《中共中央國務(wù)院關(guān)于進一步深化電力體制改革的若干意見》(中發(fā)〔2015〕9號)實施以來的系列電力體制改革是有效的。二、有關(guān)國家電力市場化改革的縱向?qū)Ρ?同一電力市場的歷史維度對比)相較橫向?qū)Ρ?不同電力市場之間對比)，縱向?qū)Ρ雀袃r值。橫向來看，俄烏沖突前的2021年，美國得州電網(wǎng)和澳洲電網(wǎng)發(fā)電用一次能源價格均低于我國，風(fēng)光資源稟賦均優(yōu)于我國，電力市場化程度均高于我國，但加權(quán)平價終端電價均高于我國。從美國得州電網(wǎng)市場化改革歷史來看，電力市場化改革有利于抑制電價上漲或降低終端電價，這在我國山東省電力市場化改革中已有部分顯現(xiàn)。三、不同經(jīng)濟體對電價的承受程度不同。不同經(jīng)濟體的經(jīng)濟結(jié)構(gòu)、產(chǎn)業(yè)體系、全球產(chǎn)業(yè)分工和價值鏈存在較大差異，其對電價的承受程度差別很大。我之前提出過國民經(jīng)濟電價敏感因子的概念，即“國民經(jīng)濟電價敏感因子=全社會終端電費/GDP×100”，以此表征不同經(jīng)濟體對電價和電價波動的敏感程度。按照這個定義，俄烏沖突前的2021年，中國、美國、法國、德國的國民經(jīng)濟電價敏感因子分別為4.4、1.9、2.6、3.3。同一經(jīng)濟體的不同區(qū)域也存在較大差異，我們之前對深圳市及全國工業(yè)部門電價敏感程度做過分析，2021年，深圳市工業(yè)部門終端總電費/工業(yè)企業(yè)總成本=0.74%，全國工業(yè)部門終端總電費/工業(yè)企業(yè)總成本=2.52%;即，全國工業(yè)部門對電價的敏感性是深圳市的3.4倍。四、在大型經(jīng)濟體及“有為政府”前提下，國有資本在電力類公共產(chǎn)品供給上具有一定優(yōu)勢。電力是事關(guān)國家安全和經(jīng)濟社會發(fā)展的重要公共產(chǎn)品，其職能之一是貫徹國家意圖，這對大型經(jīng)濟體尤為如此。俄烏沖突之后，歐洲多國政府提出“能源救濟”、“能源獨立”主張，法國政府更是收購法國電力集團(EDF)其他股東股權(quán)，實現(xiàn)100%控股，以解決EDF財務(wù)危機和核電發(fā)展問題。從法國、德國兩個鄰近大國的對比情況來看，俄烏沖突之前的2021年下半年，在歐元區(qū)20國中，法國非家庭用戶加權(quán)平均終端電價(全部非家庭用戶含稅終端購電支出/購電量，下同)僅高于芬蘭和盧森堡，是德國的60.0%;俄烏沖突之后的2022年下半年，法國非家庭用戶加權(quán)平均終端電價在歐元區(qū)20國中最低，是德國的57.9%。俄烏沖突之前的2021年下半年，歐元區(qū)主要經(jīng)濟體家庭用戶加權(quán)平均終端電價(全部家庭用戶含稅終端購電支出/購電量，下同)見圖3，非家庭用戶加權(quán)平均終端電價見圖4。我們?nèi)砸苑ǖ聝蓢鵀榉治鰳颖具M行對比。從發(fā)電結(jié)構(gòu)來看：2022年，法國發(fā)電量為4677億千瓦時，德國發(fā)電量為5773億千瓦時，兩國各類電源的發(fā)電結(jié)構(gòu)見圖5、圖6。從終端用戶加權(quán)平均電價結(jié)構(gòu)來看：2022年，法國家庭用戶加權(quán)平均終端電價中，發(fā)電電價為0.1011歐元/千瓦時、輸配電價為0.0579歐元/千瓦時、各類稅費為0.0477歐元/千瓦時;德國家庭用戶加權(quán)平均終端電價中，發(fā)電電價為0.1345歐元/千瓦時、輸配電價為0.0853歐元/千瓦時、各類稅費為0.1223歐元/千瓦時;法國非家庭用戶加權(quán)平均終端電價中，發(fā)電電價為0.0972歐元/千瓦時、輸配電價為0.0270歐元/千瓦時、各類稅費為0.0291歐元/千瓦時;德國非家庭用戶加權(quán)平均終端電價中，發(fā)電電價為0.1298歐元/千瓦時、輸配電價為0.0349歐元/千瓦時、各類稅費為0.0876歐元/千瓦時;見圖7。宏觀來看，發(fā)電環(huán)節(jié)電價一定程度上反映了能源戰(zhàn)略和市場競爭，輸配環(huán)節(jié)電價一定程度上反映了政府監(jiān)管，稅費一定程度上反映了政府調(diào)節(jié);從家庭和非家庭用戶加權(quán)平均來看，在三個環(huán)節(jié)電價上，法國均低于德國。整體來看，各國電力體制改革無一定之規(guī)，也無絕對的所有制優(yōu)劣，宜因時因勢、識變應(yīng)變，“不審勢，即寬嚴(yán)皆誤”。

圖3歐元區(qū)主要經(jīng)濟體家庭用戶加權(quán)平均終端電價

圖4歐元區(qū)主要經(jīng)濟體非家庭用戶加權(quán)平均終端電價

圖5法國各類電源發(fā)電結(jié)構(gòu)

圖6德國各類電源發(fā)電結(jié)構(gòu)

圖7法國、德國家庭和非家庭用戶加權(quán)平均終端電價構(gòu)成

五、資源稟賦在終端電價上起基礎(chǔ)性作用。從2022年四季度世界各國平均電價(圖1、圖2)來看，中東油氣生產(chǎn)國、俄羅斯、委內(nèi)瑞拉等油氣資源豐富國家的平均電價較低。六、對我國加權(quán)平均終端電價走勢的展望。未來10年，我國加權(quán)平均終端電價有較大概率將呈“先高后低”走勢。當(dāng)前，新能源、新型電力系統(tǒng)、新型能源體系方興未艾。風(fēng)能、太陽能利用是新能源發(fā)展的主體。2022年，我國風(fēng)光電新增裝機容量占非水可再生能源新增裝機容量的94.7%。過去10年，我國光伏發(fā)電度電成本整體下降80%以上，風(fēng)電度電成本整體下降50%以上。從全產(chǎn)業(yè)鏈分析來看，風(fēng)電、光伏發(fā)電技術(shù)迭代仍將維持較長時間。預(yù)計到“十五五”末期，“沙戈荒”(沙漠、戈壁、荒漠)等風(fēng)光資源較好、非技術(shù)成本不高的地區(qū)，風(fēng)光電度電成本將降至0.1-0.15元/千瓦時;多數(shù)近岸海上風(fēng)電度電成本將降至0.2元/千瓦時以內(nèi);基本達(dá)到相應(yīng)省區(qū)脫硫煤標(biāo)桿上網(wǎng)電價的50%左右。度電成本下降，為系統(tǒng)冗余設(shè)置，以及平衡安全性和經(jīng)濟性提供了空間。宏觀來看，我國有望在未來10-15年破解能源“不可能三角”(綠色、經(jīng)濟、安全)，并在不增加或少增加全社會用能成本的基礎(chǔ)上實現(xiàn)碳中和。為此，我們進行了三項前瞻性研究：一是，“十五五”末期，隨著風(fēng)電、光伏發(fā)電、新型儲能的技術(shù)迭代，在酒泉地區(qū)構(gòu)建“風(fēng)光儲聯(lián)合發(fā)電+特高壓輸電+受端全容量氣電調(diào)節(jié)”的低碳強度發(fā)電系統(tǒng)(度電碳強度降低80%以上)，送電至湖南的落點電價不高于0.35元/千瓦時，低于2023年4月湖南煤電的市場交易電價(0.54元/千瓦時)。二是，“十五五”末期，在風(fēng)光資源較好的“三北”地區(qū)，構(gòu)建“風(fēng)光儲聯(lián)合發(fā)電+綠電制氨+2000km管道輸氨+400km汽車運氨”的可持續(xù)燃料供應(yīng)系統(tǒng)，同等輸出機械能下，氨內(nèi)燃機與柴油機的終端燃料成本相當(dāng)。三是，“十六五”期間，隨著風(fēng)電、光伏發(fā)電、新型儲能、電制可持續(xù)燃料(氨)、氨燃?xì)廨啓C的技術(shù)迭代，在甘肅酒泉地區(qū)構(gòu)建“風(fēng)光儲聯(lián)合發(fā)電+風(fēng)光儲制氨(含存儲)+全容量氨燃?xì)廨啓C調(diào)節(jié)電源+特高壓通道”的全綠電耦合發(fā)電系統(tǒng)，送電至湖南的落點電價低于2023年4月湖南煤電的市場交易電價。

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作者簡介：教授級高級工程師，主要從事能源電力研究、碳達(dá)峰碳中和研究、新能源投資、基礎(chǔ)設(shè)施特許經(jīng)營投資等工作，現(xiàn)任職于中國能建華南區(qū)域總部。撰寫能源研究專著2部，發(fā)表論文近30篇;擁有發(fā)明專利4項、實用新型專利4項;獲省部級科技進步“二等獎”1項，中央企業(yè)級科技進步“一等獎”1項、“三等獎”1項。多次受邀為北京大學(xué)光華管理學(xué)院MBA班講授《世界能源宏觀形勢及跨境基礎(chǔ)設(shè)施投資》、《中國能源發(fā)展?fàn)顩r及境外非水可再生能源投資》、《世界能源發(fā)展趨勢及跨境可再生能源投資實務(wù)》、《碳達(dá)峰碳中和相關(guān)背景、實現(xiàn)路徑及產(chǎn)業(yè)機會》、《碳達(dá)峰碳中和戰(zhàn)略下，企業(yè)面臨的挑戰(zhàn)和機遇》等課程。