世界各国电价水平及相关问题

世界各国电价水平及相关问题

孙小兵

2023年9月9日

价格机制是市场机制的根本，市场化改革的关键在于价格形成机制改革。从电价的本质及与之相关的系统来看，电力系统是复杂系统、电力市场是复杂市场，随着新能源、新型电力系统、新型能源体系的发展、演进和深化，这种复杂程度还会加深。主观来看，电力市场是我所见的最复杂物理产品交易市场。电力系统由发、输、变、配、调、用等环节组成，具有网络化、区域型、实时平衡等物理特征，电价又受环保政策、产业政策、财政补贴政策、行业监管及监管效果、发电用一次能源禀赋及价格、发电结构、市场规模、资产利用效率、金融市场及财务成本、单位造价水平及折旧计提、全产业链技术进步和运行效率、行业不均衡价格机制、碳市场政策工具及对电价的影响、电价的时间和空间差异、电力电量的供需平衡、电力市场发育程度和交易机制，以及政治、军事、自然灾害等突发事件因素影响;若采用美元计价进行电价对比，还存在汇率偏差问题。总之，电力与煤炭、石油、天然气等大宗能源贸易品种的价格机制存在巨大差异，因此，要对比各国终端用户电价，需要结合上述要素进行系统分析，若就电价而谈电价，就会“管中窥豹，所见不多;坐井观天，知识不广”。图1、图2是Global Petrol Prices统计的2022年四季度147个经济体家庭用户平均电价(家庭所在地平均用电等级，含税终端电价)、133个经济体工商业用户平均电价(100万千瓦时/年用电等级，含税终端电价)，电价统计考虑了电力市场情况、区域用电差异等与电价相关的各类条件，具体统计方法见/documents/Sources_and_methods_GPP.pdf。

图1 147个经济体家庭用户平均电价(家庭所在地平均用电等级，含税终端电价，2022年四季度，美元/千瓦时)

图2 133个经济体工商业用户平均电价(100万千瓦时/年用电等级，含税终端电价，2022年四季度，美元/千瓦时)

有关观点：一、我国电力体制改革是有效的。以俄乌冲突前的2021年为例，美国发电用天然气加权平均价格为5.17美元/千立方英尺，合1.23元人民币/立方米(按平均汇率折算);美国煤炭价格最高时段(2021年12月)平均现货价格为2.6美元/百万英热单位，合486.6元人民币/吨标煤;美国陆上风光资源优于我国。2021年，美国煤炭、天然气等发电用一次能源价格低于我国，风光资源禀赋优于我国，终端电价却高于我国。2022年四季度，我国家庭用户终端电价平均值在147个经济体中居第106位，低于所有发达经济体，也低于印度、越南、土耳其、印度尼西亚、南非等主要发展中经济体;我国非家庭用户(以100万千瓦时/年企业用户为样本)终端电价平均值在133个经济体中居第94位，低于所有发达经济体，也低于印度、菲律宾、泰国、马来西亚、墨西哥等我国产业的主要外迁地，仅是越南的1.18倍、印度尼西亚的1.16倍。总体来看，《国务院关于印发电力体制改革方案的通知》(国发〔2002〕5号)、《中共中央国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》(中发〔2015〕9号)实施以来的系列电力体制改革是有效的。二、有关国家电力市场化改革的纵向对比(同一电力市场的历史维度对比)相较横向对比(不同电力市场之间对比)，纵向对比更有价值。横向来看，俄乌冲突前的2021年，美国得州电网和澳洲电网发电用一次能源价格均低于我国，风光资源禀赋均优于我国，电力市场化程度均高于我国，但加权平价终端电价均高于我国。从美国得州电网市场化改革历史来看，电力市场化改革有利于抑制电价上涨或降低终端电价，这在我国山东省电力市场化改革中已有部分显现。三、不同经济体对电价的承受程度不同。不同经济体的经济结构、产业体系、全球产业分工和价值链存在较大差异，其对电价的承受程度差别很大。我之前提出过国民经济电价敏感因子的概念，即“国民经济电价敏感因子=全社会终端电费/GDP×100”，以此表征不同经济体对电价和电价波动的敏感程度。按照这个定义，俄乌冲突前的2021年，中国、美国、法国、德国的国民经济电价敏感因子分别为4.4、1.9、2.6、3.3。同一经济体的不同区域也存在较大差异，我们之前对深圳市及全国工业部门电价敏感程度做过分析，2021年，深圳市工业部门终端总电费/工业企业总成本=0.74%，全国工业部门终端总电费/工业企业总成本=2.52%;即，全国工业部门对电价的敏感性是深圳市的3.4倍。四、在大型经济体及“有为政府”前提下，国有资本在电力类公共产品供给上具有一定优势。电力是事关国家安全和经济社会发展的重要公共产品，其职能之一是贯彻国家意图，这对大型经济体尤为如此。俄乌冲突之后，欧洲多国政府提出“能源救济”、“能源独立”主张，法国政府更是收购法国电力集团(EDF)其他股东股权，实现100%控股，以解决EDF财务危机和核电发展问题。从法国、德国两个邻近大国的对比情况来看，俄乌冲突之前的2021年下半年，在欧元区20国中，法国非家庭用户加权平均终端电价(全部非家庭用户含税终端购电支出/购电量，下同)仅高于芬兰和卢森堡，是德国的60.0%;俄乌冲突之后的2022年下半年，法国非家庭用户加权平均终端电价在欧元区20国中最低，是德国的57.9%。俄乌冲突之前的2021年下半年，欧元区主要经济体家庭用户加权平均终端电价(全部家庭用户含税终端购电支出/购电量，下同)见图3，非家庭用户加权平均终端电价见图4。我们仍以法德两国为分析样本进行对比。从发电结构来看：2022年，法国发电量为4677亿千瓦时，德国发电量为5773亿千瓦时，两国各类电源的发电结构见图5、图6。从终端用户加权平均电价结构来看：2022年，法国家庭用户加权平均终端电价中，发电电价为0.1011欧元/千瓦时、输配电价为0.0579欧元/千瓦时、各类税费为0.0477欧元/千瓦时;德国家庭用户加权平均终端电价中，发电电价为0.1345欧元/千瓦时、输配电价为0.0853欧元/千瓦时、各类税费为0.1223欧元/千瓦时;法国非家庭用户加权平均终端电价中，发电电价为0.0972欧元/千瓦时、输配电价为0.0270欧元/千瓦时、各类税费为0.0291欧元/千瓦时;德国非家庭用户加权平均终端电价中，发电电价为0.1298欧元/千瓦时、输配电价为0.0349欧元/千瓦时、各类税费为0.0876欧元/千瓦时;见图7。宏观来看，发电环节电价一定程度上反映了能源战略和市场竞争，输配环节电价一定程度上反映了政府监管，税费一定程度上反映了政府调节;从家庭和非家庭用户加权平均来看，在三个环节电价上，法国均低于德国。整体来看，各国电力体制改革无一定之规，也无绝对的所有制优劣，宜因时因势、识变应变，“不审势，即宽严皆误”。

图3欧元区主要经济体家庭用户加权平均终端电价

图4欧元区主要经济体非家庭用户加权平均终端电价

图5法国各类电源发电结构

图6德国各类电源发电结构

图7法国、德国家庭和非家庭用户加权平均终端电价构成

五、资源禀赋在终端电价上起基础性作用。从2022年四季度世界各国平均电价(图1、图2)来看，中东油气生产国、俄罗斯、委内瑞拉等油气资源丰富国家的平均电价较低。六、对我国加权平均终端电价走势的展望。未来10年，我国加权平均终端电价有较大概率将呈“先高后低”走势。当前，新能源、新型电力系统、新型能源体系方兴未艾。风能、太阳能利用是新能源发展的主体。2022年，我国风光电新增装机容量占非水可再生能源新增装机容量的94.7%。过去10年，我国光伏发电度电成本整体下降80%以上，风电度电成本整体下降50%以上。从全产业链分析来看，风电、光伏发电技术迭代仍将维持较长时间。预计到“十五五”末期，“沙戈荒”(沙漠、戈壁、荒漠)等风光资源较好、非技术成本不高的地区，风光电度电成本将降至0.1-0.15元/千瓦时;多数近岸海上风电度电成本将降至0.2元/千瓦时以内;基本达到相应省区脱硫煤标杆上网电价的50%左右。度电成本下降，为系统冗余设置，以及平衡安全性和经济性提供了空间。宏观来看，我国有望在未来10-15年破解能源“不可能三角”(绿色、经济、安全)，并在不增加或少增加全社会用能成本的基础上实现碳中和。为此，我们进行了三项前瞻性研究：一是，“十五五”末期，随着风电、光伏发电、新型储能的技术迭代，在酒泉地区构建“风光储联合发电+特高压输电+受端全容量气电调节”的低碳强度发电系统(度电碳强度降低80%以上)，送电至湖南的落点电价不高于0.35元/千瓦时，低于2023年4月湖南煤电的市场交易电价(0.54元/千瓦时)。二是，“十五五”末期，在风光资源较好的“三北”地区，构建“风光储联合发电+绿电制氨+2000km管道输氨+400km汽车运氨”的可持续燃料供应系统，同等输出机械能下，氨内燃机与柴油机的终端燃料成本相当。三是，“十六五”期间，随着风电、光伏发电、新型储能、电制可持续燃料(氨)、氨燃气轮机的技术迭代，在甘肃酒泉地区构建“风光储联合发电+风光储制氨(含存储)+全容量氨燃气轮机调节电源+特高压通道”的全绿电耦合发电系统，送电至湖南的落点电价低于2023年4月湖南煤电的市场交易电价。

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作者简介：教授级高级工程师，主要从事能源电力研究、碳达峰碳中和研究、新能源投资、基础设施特许经营投资等工作，现任职于中国能建华南区域总部。撰写能源研究专著2部，发表论文近30篇;拥有发明专利4项、实用新型专利4项;获省部级科技进步“二等奖”1项，中央企业级科技进步“一等奖”1项、“三等奖”1项。多次受邀为北京大学光华管理学院MBA班讲授《世界能源宏观形势及跨境基础设施投资》、《中国能源发展状况及境外非水可再生能源投资》、《世界能源发展趋势及跨境可再生能源投资实务》、《碳达峰碳中和相关背景、实现路径及产业机会》、《碳达峰碳中和战略下，企业面临的挑战和机遇》等课程。