中國儲能網訊：電價改革是電力市場化改革的核心，也是改革成果的直觀體現。電力價格形成機制中，電能量價值是電價形成的基點，而政府政策調節(jié)是電價形成的穩(wěn)定點。在電力未實行充分競爭的國家或地區(qū)，電力價格總水平主要取決于各類用戶的電價水平以及用電比例，而各類用戶的電價水平，主要取決于電力供應成本和用電電壓等級分布、用電特性，以及交叉補貼等價格政策與機制。全球各個國家及地區(qū)的電價差異顯著，這與本國資源稟賦、電源結構、電力市場機制和宏觀政策等因素息息相關。一個國家或地區(qū)的電力工業(yè)要滿足經濟社會發(fā)展對電力的需求，就必須保持高效、持續(xù)發(fā)展，電力價格應反映合理供應成本，促使電力資源得到合理有效利用。
隨著全球能源轉型不斷推進，新能源逐步替代傳統(tǒng)能源將推動電價發(fā)生結構性變化。未來，隨著電力市場改革不斷深化，如何通過電價有序疏導發(fā)電成本，通過建立合理電價機制保障居民工業(yè)用電穩(wěn)定，并利用電價優(yōu)勢有效引導和激勵產業(yè)鏈發(fā)展，將始終是各國能源電力行業(yè)關注的重點問題。
本文聚焦于各個國家電力市場化改革前沿，探索其電價水平形成的原因。在經過匯率1 統(tǒng)一調整后，對全球主要經濟體的電價水平進行了多維度比較，并提出相關建議。
一、主要發(fā)達國家電力價格比較與市場化改革進程
根據全球GDP排名和工業(yè)化水平，美國、德國、日本、韓國、瑞典、法國、英國、瑞士、意大利和加拿大等國家是公認的發(fā)達國家，在工業(yè)領域既有先進技術，又有產業(yè)鏈供應鏈方面的核心競爭力。國際能源署（IEA）數據顯示，發(fā)達國家平均銷售電價均高于我國，平均銷售電價1.443元/千瓦時，其中電價最高的國家是英國2.674元/千瓦時、德國1.965元/千瓦時、意大利2.495元/千瓦時，電價較低的是韓國0.715元/千瓦時、美國0.833元/千瓦時、加拿大0.727元/千瓦時；我國銷售電價0.652元/千瓦時，為主要發(fā)達國家的45%，較2021年下降了2個百分點。全球主要發(fā)達國家電價水平如圖1所示。
圖1 全球主要發(fā)達國家平均銷售電價情況2
2022年，英國電力價格急劇上升，一方面原因在于國際天然氣價格暴漲直接影響英國發(fā)電成本，使電力價格在短期內劇烈波動；另一方面，英國相繼發(fā)布“綠色工業(yè)革命十點計劃”和“凈零戰(zhàn)略”，并在此基礎上提出“英國能源安全戰(zhàn)略”，以擺脫英國對進口化石能源的依賴，通過發(fā)展核能、再次開發(fā)北海油田等措施實現向凈零排放的平穩(wěn)過渡，并提出繼續(xù)加強新能源技術投資。凈零排放目標下，英國電力市場設計因高比例新能源發(fā)電而進行轉型，進一步推高了用能成本，引起電力價格上升。同時，在風電大幅增長、化石能源價格飆升等情況下，各類平衡服務保障給系統(tǒng)運行增加了經濟負擔，英國能源監(jiān)管機構（OFGEM）不斷提高能源價格上限，將成本疏導至用戶側，銷售電價由此上漲。
由于在能源低碳轉型背景下對可再生能源發(fā)展的支持，德國成為歐洲終端電價最高的國家之一。作為世界能源低碳轉型的先行者，2022年德國居民和小型企業(yè)平均電價中超過一半為可再生能源附加費、消費稅和電力稅等，近10年來德國終端電價的增長也主要是由于可再生能源附加費用的增長。為了扶持可再生能源發(fā)展，《德國可再生能源法（EEG-2014）》規(guī)定可再生能源全面引入市場機制，滿足條件的可再生能源發(fā)電企業(yè)必須參與類似于常規(guī)電源的平衡結算單元，參與批發(fā)市場，相比保障收購更有助于緩解系統(tǒng)平衡壓力，并通過現貨市場價格引導系統(tǒng)調節(jié)。德國通過不斷優(yōu)化市場設計，適應新能源發(fā)電的隨機性、波動性特征，形成以市場化為主的新能源消納方式，支撐其能源低碳轉型。
2022年，其他主要歐盟國家電力價格均出現上升。在俄烏沖突等因素的影響下，歐洲天然氣等能源價格上漲。隨著歐洲能源危機的爆發(fā)，各國電價出現不同程度的上漲。數據顯示，2022年，歐洲天然氣價格上漲超600%，大幅推升用電和取暖價格，法國、德國等地日前市場月平均價格較上半年上漲幅度超過200%。2022年8月，德國出現了69.98美元/百萬英熱單位的價格高點，較2021年上漲135.8%。西班牙相對溫和，漲幅約為72%。二氧化碳排放權價格突破80歐元/噸，高昂的二氧化碳排放權價格進一步推升火電成本。2022年，德國、北歐的電力批發(fā)價格比2018—2021年同期平均水平高出3～4倍，引起變化的主要原因是天然氣價格的急劇上漲、電力需求的快速增加以及歐盟二氧化碳排放權價格的翻番。同時，2022年歐洲用電量和負荷率恢復至疫情前水平，用電量的增長推動電價進一步上漲。為此，2023年3月，歐盟委員會提出了歐洲電力市場改革草案，旨在通過優(yōu)化電力市場設計，完善產品、服務和監(jiān)管體系，解決居民、產業(yè)和投資者對短期電價波動的擔憂，從而推動更大規(guī)模的可再生能源發(fā)展，提升歐洲整體產業(yè)競爭力；2023年10月，歐盟理事會就修正歐盟電力市場設計提案達成一項協(xié)議，歐盟理事會主席國開始與歐洲議會進行談判，達成最終協(xié)議。
二、新興工業(yè)化國家電價水平與改革進程
新興工業(yè)化國家平均銷售電價低于主要發(fā)達國家水平（如圖2所示）。2022年，新興工業(yè)化國家平均銷售電價0.779元/千瓦時。我國銷售電價0.652元/千瓦時，在新興工業(yè)化國家中排倒數第五（與2021年持平），高于馬來西亞的0.450元/千瓦時、印度0.527元/千瓦時、南非0.616元/千瓦時和印度尼西亞0.636元/千瓦時，低于菲律賓1.148元/千瓦時、巴西1.066元/千瓦時、土耳其1.039元/千瓦時和墨西哥0.891元/千瓦時。
圖2 新興工業(yè)化國家平均銷售電價情況
菲律賓平均電價1.148元/千瓦時在新興工業(yè)化國家中位居第一。菲律賓電力交易采用“全電量競價、凈額結算”機制，即電力市場僅結算總電量與合同電量的差額部分，而合同電量由合同雙方自行結算。未來20年之內菲律賓電力供應至少應以年均4.6%的增速才能滿足全國基本生產生活需求。未來隨著菲律賓經濟快速發(fā)展，內需持續(xù)強勁，菲律賓的電力需求逐年穩(wěn)步上升，電力行業(yè)存在較大的發(fā)展空間，菲律賓的年用電量將以5.8%的復合年增長率增長。菲律賓自啟動電力工業(yè)改革以來，目前已成為繼新加坡之后電力市場化改革步伐最快的亞洲國家，市場化程度相對較高，也是亞洲少數成功設立并運作電力現貨市場的國家之一。最近電力市場改革重點將落于可再生能源規(guī)劃和投資之上，國家能源部在最新的國家可再生能源計劃草案中設定了新的目標，即到2030年實現可再生能源占電力結構中的35%，到2040年將該比例提升至50%。
土耳其電力市場快速發(fā)展，電價持續(xù)上漲。為應對快速增長的電力需求，土耳其在2001年出臺了《電力市場法（6446號）》，全面開放電力市場，并與歐盟接軌，自此拉開了土耳其新世紀電力市場改革的序幕。目前土耳其電力市場的發(fā)電、配電、售電活動主要由通過申請相應電力許可取得資格的市場參與者進行，電力交易則主要通過有序的電力批發(fā)市場以及短期雙邊售電協(xié)議開展。另一方面，可再生能源逐漸成為了土耳其政府鼓勵和支持的重點，給關注土耳其電力市場的投資者帶來了新一片藍海。目前，土耳其已成為全球10大風電市場之一，風電行業(yè)的增長已經使土耳其2021年成為歐洲第五大設備生產國。這種增長也幫助土耳其擴大了對45個國家的出口。在土耳其的77家風電設備生產商中，約70%的收入來自設備出口。
2022年，印度平均電價為0.527元/千瓦時。近年來，配電企業(yè)財務壓力不斷增加，但在政策干預之下，零售電價并未上漲。2020年疫情以來，印度多地政府頒布了降低零售電價以支撐工商業(yè)發(fā)展的政策，零售平均電價較2019年降低5.9%。印度已提出電價結構轉型相關措施，但受疫情影響，預計措施落地時間會有所延后。印度電力體制分散化程度較高。印度的電力工業(yè)結構在上、中、下游均分為國家（地區(qū)）和邦兩個級別。發(fā)電側，印度發(fā)電公司分為中央所有、邦所有和私有三種類型，截至2023年10月，印度電力行業(yè)的私營公司發(fā)電量占全國電力的51.2%，而邦發(fā)電量和中央發(fā)電量分別為25%和24%。輸電側，印度輸電網電壓等級主要包括765千伏、500千伏（直流）、400千伏、220千伏、132千伏。輸電網歸印度電網公司（PGCIL）和邦電網公司所有。印度電網公司和邦電網公司互不隸屬。2020年8月，印度能源交易所（IEX）啟動“綠色期前市場”，近年來，綠色期前市場運行平穩(wěn)。2021年，IEX豐富了綠色電力交易周期，開展綠色日前市場，在綠色日前市場，賣方為新能源企業(yè)，買方為對綠色電力有需求的電力用戶，由IEX交易所以集中競價方式進行交易。在綠色市場開展前，印度可再生能源只能以長期購電協(xié)議的方式消納，缺乏參與市場的手段。綠色期前/日前市場為可再生能源發(fā)電商參與市場提供了路徑，用戶也可以在綠色市場購買可再生能源電力，履行可再生能源購買義務。2022年12月，IEX成立國際碳交易所，為印度國內新興的自愿碳市場和外國碳抵消買家提供服務。IEX成為印度首個碳中和碳交易機構，為印度的可持續(xù)發(fā)展以及印度2070年實現凈零排放的目標作出貢獻。
三、RCEP國家電價水平比較與改革進程
《區(qū)域全面經濟伙伴關系協(xié)定》（RCEP）國家包括東盟10國，以及中國、日本、韓國、澳大利亞、新西蘭等共15個亞太國家。RCEP成員國覆蓋世界近一半人口和近三分之一貿易量，是世界范圍內涵蓋人口最多、發(fā)展最具活力的自由貿易國家聯(lián)盟。
我國工業(yè)電價、居民電價位于RCEP國家中等偏低位置。2022年，工業(yè)用戶銷售電價方面，RCEP國家工業(yè)用戶電價平均為1.037元/千瓦時。其中，最高的新加坡為2.176元/千瓦時；印度尼西亞為0.485元/千瓦時。我國工業(yè)用電價格0.670元/千瓦時，為RCEP國家平均水平的65%，排名位于倒數第四，具體RCEP國家工業(yè)電價如圖3所示。
圖3 RCEP國家工業(yè)電價
居民用戶銷售電價方面，2022年，RCEP國家居民用戶電價平均為0.849元/千瓦時。其中，澳大利亞最高，為1.597元/千瓦時，緬甸最低，為0.195元/千瓦時。我國居民用電價格0.552元/千瓦時，是RCEP國家平均電價的65%，排名位于RCEP國家倒數第五，具體RCEP國家居民電價如圖4所示。
圖4 RCEP國家居民電價
日本電力市場主要由十大發(fā)輸配售一體化電力公司構成，主要包括了北海道電力、關西電力、中國電力、四國電力、九州電力、東北電力、東京電力、北陸電力、中部電力、沖繩電力。調度與電網一體，十大電力公司內部分別有各自的調度機構。2015年成立的廣域系統(tǒng)運行協(xié)調機構負責整體協(xié)調十家調度機構。交易機構由日本電力批發(fā)交易所（JEPX）獨立設置，市場主體中的發(fā)電企業(yè)、售電公司、用戶均可根據會員制要求成為會員。廣域系統(tǒng)運行協(xié)調機構（OCCTO）負責全國范圍的電力供需平衡與調整、跨區(qū)域電力線路的建設規(guī)劃，制定并向政府上報中長期（10年）的全國范圍電力供需計劃和電網建設規(guī)劃，促進頻率轉換設備和區(qū)域間聯(lián)絡線等輸電基礎設施的建設，促進全國范圍內電力有效調配。日本十大電力公司成立輸配電網協(xié)會，從2021年4月起獨立運作。按照日本電力體制改革方案，2020年4月1日，十大電力公司（除沖繩電力外）實施法律分離的廠網分離模式，集團內部成立電網子公司。2021年4月，日本啟動了全國平衡市場，類似于輔助服務市場，包括調頻服務和備用服務。日本設置的平衡市場是一個單邊市場，供應方是發(fā)電機組、儲能裝置、分布式能源、虛擬電廠等，采購方是各區(qū)域調度機構。至此，日本電力市場開始逐步建立調節(jié)電源公開招標機制和全國平衡市場機制，并為可再生能源設計了平衡服務產品。
澳大利亞除北部特區(qū)與西澳大利亞之外，新南威爾士州、南澳大利亞州、昆士蘭州、維多利亞州和塔斯馬尼亞州已實現發(fā)、輸、配、售分開，建立了發(fā)電側和售電側全面放開市場化，輸配電公司運營由政府管制的體制機制。由于一次能源價格高企，2022年6月連續(xù)運營24年的澳大利亞國家電力市場首次被迫停運。澳大利亞能源市場運營機構（AEMO）宣布，由于現貨市場無法繼續(xù)運行，根據國家電力規(guī)則（NER），從澳大利亞東部標準時間14時5分起暫停全國電力市場（NEM）所有地區(qū)的現貨市場。同時，入冬時間提前、氣溫偏低，用電需求同比明顯上升，并且與機組檢修時間重疊等因素造成澳洲電力供需嚴重緊張。
韓國電力部門由政府主導，電力市場以單一購買為主要交易方式，以強制型電力庫（mandatory pool）的方式運營，批發(fā)與零售價格均由政府設定。韓國國內電力產業(yè)由韓國電力公司壟斷生產、輸配和銷售全環(huán)節(jié)。在發(fā)電側，韓國電力持有的6家發(fā)電公司的市場占有率超過80%；電網環(huán)節(jié)由韓國電力100%壟斷；銷售側民營企業(yè)所占比重也極小。受疫情影響，近年來，韓國電力公司發(fā)電能源主要依賴煤電、氣電和核電，2022年煤電、氣電和核電的占比分別在32.5%、27.5%和29.6%左右。受自然條件的限制，韓國境內70%的國土面積是山地，可再生能源裝機成本高昂，可再生能源發(fā)電的占比僅有8.3%左右。
四、我國與美國電價水平比較與改革進程
美國電價在經合國家中位于相對較低水平，與新興市場國家相比也處于偏低水平。具體電價水平與我國對比情況如表1所示。
表1 中國與美國2022年電價對比（元/千瓦時）
上網電價方面，我國平均價格為0.413元/千瓦時，略低于美國的0.505元/千瓦時。中美均以化石能源發(fā)電為主，我國火力發(fā)電電量占比為69.77%，美國火力發(fā)電占比約62.19%。我國具有顯著的電源造價優(yōu)勢，各類型發(fā)電設施造價都僅為美國的一半左右。但美國具有一次能源價格優(yōu)勢，特別是頁巖氣、煤炭價格均顯著低于我國，疊加燃氣輪機發(fā)電技術的不斷進步，美國燃氣發(fā)電成本得以保持較低水平，而燃煤機組受制于相關環(huán)保政策的要求，運營成本無法與燃氣、風能、核能等清潔能源正面競爭。我國燃煤發(fā)電成本呈現兩個特性：一是固定成本占比低，二是變動成本高且東、西部差異大。
輸配電價方面，我國輸配電價為0.198元/千瓦時、占銷售電價30%，顯著低于美國的0.317元/千瓦時。我國輸配電價保持較低水平的主要原因：一是我國電網實行統(tǒng)一規(guī)劃與建設，電網行業(yè)具有典型的規(guī)模經濟性；二是我國電網設施造價較低，相同電壓等級輸電線路造價，美國比中國高50%以上；三是我國電網成本管控好，單位電量運維費較低；四是我國電網企業(yè)利潤率遠低于美國，電網凈利率顯著低于美國監(jiān)管利潤率。
銷售電價方面，2022年，我國銷售電價為0.652元/千瓦時，低于美國的0.833元/千瓦時。在用戶類別結構上，美國是典型發(fā)達國家，居民用電占比38%，比我國高23個百分點，價格為1.013元/千瓦時，比我國高84%；工業(yè)用電占比26%，為0.561元/千瓦時，比我國工業(yè)電價低0.109元/千瓦時。
在全球能源轉型驅動下，美國電力市場全力探索電碳市場價格聯(lián)動機制。碳定價逐步成為美國各州減少溫室氣體排放的重要政策工具，碳定價方式主要包括碳排放權交易和碳稅兩種方式。美國12個州已經實施了碳定價，部分州市場主體呼吁將實施碳定價機制后的碳減排成本納入電力批發(fā)電力市場。2021年4月15日，聯(lián)邦能源管理委員會（FERC）發(fā)布了一份關于批發(fā)電力市場納入碳定價的政策聲明，為區(qū)域輸電組織（RTO）和獨立系統(tǒng)運營商（ISO）提供了一個不具約束力的政策框架，鼓勵市場運營商和市場主體探索并考慮將碳減排成本納入電力批發(fā)市場電價。
五、結論與建議
綜上所述，2022年各主要國家電價較我國相對上漲，其中工業(yè)電價漲幅明顯。銷售電價方面，與經合國家、工業(yè)化強國相比，我國處于較低水平；與G20國家、新興工業(yè)化國家相比，我國位于中等偏低水平；與金磚國家相比，我國位于中等水平。分類別看，我國工業(yè)電價進一步下降，與經合國家、工業(yè)化強國等比較排名中有所降低，居民電價的比較排名變化不大，輸配電價仍維持國際較低水平。與美國相比，我國銷售電價略低，由于交叉補貼的存在，我國工業(yè)電價高出美國。
借鑒歐洲應對能源電力短缺所采取的短期舉措和市場機制優(yōu)化趨勢，建議：
一是保持充裕備用容量，保障電力安全可靠供應。考慮備用容量不足問題持續(xù)凸顯，針對極端天氣下可再生能源出力的不穩(wěn)定性，引導政府科學規(guī)劃電源結構，保持煤電等靈活性電源合理發(fā)展規(guī)模，健全完善輔助服務、容量成本回收等機制，發(fā)揮煤電“壓艙石”和“穩(wěn)定器”的重要作用，保障備用容量充裕度。
二是加快開展適應新型電力系統(tǒng)的電力市場體系架構與競價機理創(chuàng)新研究。包括討論新型電力系統(tǒng)下邊際定價理論的適應性，并提出創(chuàng)新理論方案；新型電力系統(tǒng)下分場競價機理及機制設計研究；新型電力系統(tǒng)下多時間尺度平衡機制設計研究；新型電力系統(tǒng)下多層次電力市場的形態(tài)與銜接機制研究。
三是健全市場應急處置機制和風險管控手段。充分考慮各種電力缺口極端情況，在市場運營、發(fā)電調用、負荷控制等方面留足處置措施，明確應急交易組織方案、已有交易的調整和結算方式，研究動態(tài)調整市場限價，優(yōu)先保障民生用電供應，從源網荷儲全環(huán)節(jié)發(fā)力，確保電力供應安全。
