世界各國電價(jià)水平及相關(guān)問題

孫小兵

2023年9月9日

價(jià)格機(jī)制是市場機(jī)制的根本，市場化改革的關(guān)鍵在于價(jià)格形成機(jī)制改革。從電價(jià)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(jìn)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(shí)時(shí)平衡等物理特征，電價(jià)又受環(huán)保政策、產(chǎn)業(yè)政策、財(cái)政補(bǔ)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(jià)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(cái)務(wù)成本、單位造價(jià)水平及折舊計(jì)提、全產(chǎn)業(yè)鏈技術(shù)進(jìn)步和運(yùn)行效率、行業(yè)不均衡價(jià)格機(jī)制、碳市場政策工具及對電價(jià)的影響、電價(jià)的時(shí)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(jī)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(jì)價(jià)進(jìn)行電價(jià)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(jià)格機(jī)制存在巨大差異，因此，要對比各國終端用戶電價(jià)，需要結(jié)合上述要素進(jìn)行系統(tǒng)分析，若就電價(jià)而談電價(jià)，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(jì)的2022年四季度147個(gè)經(jīng)濟(jì)體家庭用戶平均電價(jià)(家庭所在地平均用電等級，含稅終端電價(jià))、133個(gè)經(jīng)濟(jì)體工商業(yè)用戶平均電價(jià)(100萬千瓦時(shí)/年用電等級，含稅終端電價(jià))，電價(jià)統(tǒng)計(jì)考慮了電力市場情況、區(qū)域用電差異等與電價(jià)相關(guān)的各類條件，具體統(tǒng)計(jì)方法見/documents/Sources_and_methods_GPP.pdf。

圖1 147個(gè)經(jīng)濟(jì)體家庭用戶平均電價(jià)(家庭所在地平均用電等級，含稅終端電價(jià)，2022年四季度，美元/千瓦時(shí))

圖2 133個(gè)經(jīng)濟(jì)體工商業(yè)用戶平均電價(jià)(100萬千瓦時(shí)/年用電等級，含稅終端電價(jià)，2022年四季度，美元/千瓦時(shí))

有關(guān)觀點(diǎn)：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(jià)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(jià)格最高時(shí)段(2021年12月)平均現(xiàn)貨價(jià)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(jià)格低于我國，風(fēng)光資源稟賦優(yōu)于我國，終端電價(jià)卻高于我國。2022年四季度，我國家庭用戶終端電價(jià)平均值在147個(gè)經(jīng)濟(jì)體中居第106位，低于所有發(fā)達(dá)經(jīng)濟(jì)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(jì)體;我國非家庭用戶(以100萬千瓦時(shí)/年企業(yè)用戶為樣本)終端電價(jià)平均值在133個(gè)經(jīng)濟(jì)體中居第94位，低于所有發(fā)達(dá)經(jīng)濟(jì)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。總體來看，《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(jìn)一步深化電力體制改革的若干意見》(中發(fā)〔2015〕9號)實(shí)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(jià)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(jià)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(jià)終端電價(jià)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(jià)上漲或降低終端電價(jià)，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(jì)體對電價(jià)的承受程度不同。不同經(jīng)濟(jì)體的經(jīng)濟(jì)結(jié)構(gòu)、產(chǎn)業(yè)體系、全球產(chǎn)業(yè)分工和價(jià)值鏈存在較大差異，其對電價(jià)的承受程度差別很大。我之前提出過國民經(jīng)濟(jì)電價(jià)敏感因子的概念，即“國民經(jīng)濟(jì)電價(jià)敏感因子=全社會終端電費(fèi)/GDP×100”，以此表征不同經(jīng)濟(jì)體對電價(jià)和電價(jià)波動的敏感程度。按照這個(gè)定義，俄烏沖突前的2021年，中國、美國、法國、德國的國民經(jīng)濟(jì)電價(jià)敏感因子分別為4.4、1.9、2.6、3.3。同一經(jīng)濟(jì)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(jià)敏感程度做過分析，2021年，深圳市工業(yè)部門終端總電費(fèi)/工業(yè)企業(yè)總成本=0.74%，全國工業(yè)部門終端總電費(fèi)/工業(yè)企業(yè)總成本=2.52%;即，全國工業(yè)部門對電價(jià)的敏感性是深圳市的3.4倍。四、在大型經(jīng)濟(jì)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(jì)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(jì)體尤為如此。俄烏沖突之后，歐洲多國政府提出“能源救濟(jì)”、“能源獨(dú)立”主張，法國政府更是收購法國電力集團(tuán)(EDF)其他股東股權(quán)，實(shí)現(xiàn)100%控股，以解決EDF財(cái)務(wù)危機(jī)和核電發(fā)展問題。從法國、德國兩個(gè)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(jià)(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(jià)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(jì)體家庭用戶加權(quán)平均終端電價(jià)(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(jià)見圖4。我們?nèi)砸苑ǖ聝蓢鵀榉治鰳颖具M(jìn)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(shí)，德國發(fā)電量為5773億千瓦時(shí)，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(jià)結(jié)構(gòu)來看：2022年，法國家庭用戶加權(quán)平均終端電價(jià)中，發(fā)電電價(jià)為0.1011歐元/千瓦時(shí)、輸配電價(jià)為0.0579歐元/千瓦時(shí)、各類稅費(fèi)為0.0477歐元/千瓦時(shí);德國家庭用戶加權(quán)平均終端電價(jià)中，發(fā)電電價(jià)為0.1345歐元/千瓦時(shí)、輸配電價(jià)為0.0853歐元/千瓦時(shí)、各類稅費(fèi)為0.1223歐元/千瓦時(shí);法國非家庭用戶加權(quán)平均終端電價(jià)中，發(fā)電電價(jià)為0.0972歐元/千瓦時(shí)、輸配電價(jià)為0.0270歐元/千瓦時(shí)、各類稅費(fèi)為0.0291歐元/千瓦時(shí);德國非家庭用戶加權(quán)平均終端電價(jià)中，發(fā)電電價(jià)為0.1298歐元/千瓦時(shí)、輸配電價(jià)為0.0349歐元/千瓦時(shí)、各類稅費(fèi)為0.0876歐元/千瓦時(shí);見圖7。宏觀來看，發(fā)電環(huán)節(jié)電價(jià)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(jià)一定程度上反映了政府監(jiān)管，稅費(fèi)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(gè)環(huán)節(jié)電價(jià)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(shí)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(jì)體家庭用戶加權(quán)平均終端電價(jià)

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

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(jià)構(gòu)成

五、資源稟賦在終端電價(jià)上起基礎(chǔ)性作用。從2022年四季度世界各國平均電價(jià)(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(jià)較低。六、對我國加權(quán)平均終端電價(jià)走勢的展望。未來10年，我國加權(quán)平均終端電價(jià)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(jī)容量占非水可再生能源新增裝機(jī)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(shí)間。預(yù)計(jì)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(shí);多數(shù)近岸海上風(fēng)電度電成本將降至0.2元/千瓦時(shí)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(jià)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(jì)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(jì)、安全)，并在不增加或少增加全社會用能成本的基礎(chǔ)上實(shí)現(xiàn)碳中和。為此，我們進(jìn)行了三項(xiàng)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(qiáng)度發(fā)電系統(tǒng)(度電碳強(qiáng)度降低80%以上)，送電至湖南的落點(diǎn)電價(jià)不高于0.35元/千瓦時(shí)，低于2023年4月湖南煤電的市場交易電價(jià)(0.54元/千瓦時(shí))。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(yùn)氨”的可持續(xù)燃料供應(yīng)系統(tǒng)，同等輸出機(jī)械能下，氨內(nèi)燃機(jī)與柴油機(jī)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(jī)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(jī)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(diǎn)電價(jià)低于2023年4月湖南煤電的市場交易電價(jià)。

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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(xiàng)、實(shí)用新型專利4項(xiàng);獲省部級科技進(jìn)步“二等獎(jiǎng)”1項(xiàng)，中央企業(yè)級科技進(jìn)步“一等獎(jiǎng)”1項(xiàng)、“三等獎(jiǎng)”1項(xiàng)。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(shí)務(wù)》、《碳達(dá)峰碳中和相關(guān)背景、實(shí)現(xiàn)路徑及產(chǎn)業(yè)機(jī)會》、《碳達(dá)峰碳中和戰(zhàn)略下，企業(yè)面臨的挑戰(zhàn)和機(jī)遇》等課程。