世界各國電價水平及相關問題

孫小兵

2023年9月9日

價格機制是市場機制的根本，市場化改革的關鍵在于價格形成機制改革。從電價的本質及與之相關的系統來看，電力系統是復雜系統、電力市場是復雜市場，隨著新能源、新型電力系統、新型能源體系的發展、演進和深化，這種復雜程度還會加深。主觀來看，電力市場是我所見的最復雜物理產品交易市場。電力系統由發、輸、變、配、調、用等環節組成，具有網絡化、區域型、實時平衡等物理特征，電價又受環保政策、產業政策、財政補貼政策、行業監管及監管效果、發電用一次能源稟賦及價格、發電結構、市場規模、資產利用效率、金融市場及財務成本、單位造價水平及折舊計提、全產業鏈技術進步和運行效率、行業不均衡價格機制、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、電力市場發育程度和交易機制，以及政治、軍事、自然災害等突發事件因素影響;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，需要結合上述要素進行系統分析，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統計的2022年四季度147個經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個經濟體工商業用戶平均電價(100萬千瓦時/年用電等級，含稅終端電價)，電價統計考慮了電力市場情況、區域用電差異等與電價相關的各類條件，具體統計方法見/documents/Sources_and_methods_GPP.pdf。

圖1 147個經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個經濟體工商業用戶平均電價(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，美國發電用天然氣加權平均價格為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)平均現貨價格為2.6美元/百萬英熱單位，合486.6元人民幣/噸標煤;美國陸上風光資源優于我國。2021年，美國煤炭、天然氣等發電用一次能源價格低于我國，風光資源稟賦優于我國，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個經濟體中居第106位，低于所有發達經濟體，也低于印度、越南、土耳其、印度尼西亞、南非等主要發展中經濟體;我國非家庭用戶(以100萬千瓦時/年企業用戶為樣本)終端電價平均值在133個經濟體中居第94位，低于所有發達經濟體，也低于印度、菲律賓、泰國、馬來西亞、墨西哥等我國產業的主要外遷地，僅是越南的1.18倍、印度尼西亞的1.16倍。總體來看，《國務院關于印發電力體制改革方案的通知》(國發〔2002〕5號)、《中共中央國務院關于進一步深化電力體制改革的若干意見》(中發〔2015〕9號)實施以來的系列電力體制改革是有效的。二、有關國家電力市場化改革的縱向對比(同一電力市場的歷史維度對比)相較橫向對比(不同電力市場之間對比)，縱向對比更有價值。橫向來看，俄烏沖突前的2021年，美國得州電網和澳洲電網發電用一次能源價格均低于我國，風光資源稟賦均優于我國，電力市場化程度均高于我國，但加權平價終端電價均高于我國。從美國得州電網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。三、不同經濟體對電價的承受程度不同。不同經濟體的經濟結構、產業體系、全球產業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濟電價敏感因子的概念，即“國民經濟電價敏感因子=全社會終端電費/GDP×100”，以此表征不同經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、德國的國民經濟電價敏感因子分別為4.4、1.9、2.6、3.3。同一經濟體的不同區域也存在較大差異，我們之前對深圳市及全國工業部門電價敏感程度做過分析，2021年，深圳市工業部門終端總電費/工業企業總成本=0.74%，全國工業部門終端總電費/工業企業總成本=2.52%;即，全國工業部門對電價的敏感性是深圳市的3.4倍。四、在大型經濟體及“有為政府”前提下，國有資本在電力類公共產品供給上具有一定優勢。電力是事關國家安全和經濟社會發展的重要公共產品，其職能之一是貫徹國家意圖，這對大型經濟體尤為如此。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，實現100%控股，以解決EDF財務危機和核電發展問題。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20國中，法國非家庭用戶加權平均終端電價(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平均終端電價在歐元區20國中最低，是德國的57.9%。俄烏沖突之前的2021年下半年，歐元區主要經濟體家庭用戶加權平均終端電價(全部家庭用戶含稅終端購電支出/購電量，下同)見圖3，非家庭用戶加權平均終端電價見圖4。我們仍以法德兩國為分析樣本進行對比。從發電結構來看：2022年，法國發電量為4677億千瓦時，德國發電量為5773億千瓦時，兩國各類電源的發電結構見圖5、圖6。從終端用戶加權平均電價結構來看：2022年，法國家庭用戶加權平均終端電價中，發電電價為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;德國家庭用戶加權平均終端電價中，發電電價為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平均終端電價中，發電電價為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平均終端電價中，發電電價為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，發電環節電價一定程度上反映了能源戰略和市場競爭，輸配環節電價一定程度上反映了政府監管，稅費一定程度上反映了政府調節;從家庭和非家庭用戶加權平均來看，在三個環節電價上，法國均低于德國。整體來看，各國電力體制改革無一定之規，也無絕對的所有制優劣，宜因時因勢、識變應變，“不審勢，即寬嚴皆誤”。

圖3歐元區主要經濟體家庭用戶加權平均終端電價

圖4歐元區主要經濟體非家庭用戶加權平均終端電價

圖5法國各類電源發電結構

圖6德國各類電源發電結構

圖7法國、德國家庭和非家庭用戶加權平均終端電價構成

五、資源稟賦在終端電價上起基礎性作用。從2022年四季度世界各國平均電價(圖1、圖2)來看，中東油氣生產國、俄羅斯、委內瑞拉等油氣資源豐富國家的平均電價較低。六、對我國加權平均終端電價走勢的展望。未來10年，我國加權平均終端電價有較大概率將呈“先高后低”走勢。當前，新能源、新型電力系統、新型能源體系方興未艾。風能、太陽能利用是新能源發展的主體。2022年，我國風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，我國光伏發電度電成本整體下降80%以上，風電度電成本整體下降50%以上。從全產業鏈分析來看，風電、光伏發電技術迭代仍將維持較長時間。預計到“十五五”末期，“沙戈荒”(沙漠、戈壁、荒漠)等風光資源較好、非技術成本不高的地區，風光電度電成本將降至0.1-0.15元/千瓦時;多數近岸海上風電度電成本將降至0.2元/千瓦時以內;基本達到相應省區脫硫煤標桿上網電價的50%左右。度電成本下降，為系統冗余設置，以及平衡安全性和經濟性提供了空間。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、經濟、安全)，并在不增加或少增加全社會用能成本的基礎上實現碳中和。為此，我們進行了三項前瞻性研究：一是，“十五五”末期，隨著風電、光伏發電、新型儲能的技術迭代，在酒泉地區構建“風光儲聯合發電+特高壓輸電+受端全容量氣電調節”的低碳強度發電系統(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，在風光資源較好的“三北”地區，構建“風光儲聯合發電+綠電制氨+2000km管道輸氨+400km汽車運氨”的可持續燃料供應系統，同等輸出機械能下，氨內燃機與柴油機的終端燃料成本相當。三是，“十六五”期間，隨著風電、光伏發電、新型儲能、電制可持續燃料(氨)、氨燃氣輪機的技術迭代，在甘肅酒泉地區構建“風光儲聯合發電+風光儲制氨(含存儲)+全容量氨燃氣輪機調節電源+特高壓通道”的全綠電耦合發電系統，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、碳達峰碳中和研究、新能源投資、基礎設施特許經營投資等工作，現任職于中國能建華南區域總部。撰寫能源研究專著2部，發表論文近30篇;擁有發明專利4項、實用新型專利4項;獲省部級科技進步“二等獎”1項，中央企業級科技進步“一等獎”1項、“三等獎”1項。多次受邀為北京大學光華管理學院MBA班講授《世界能源宏觀形勢及跨境基礎設施投資》、《中國能源發展狀況及境外非水可再生能源投資》、《世界能源發展趨勢及跨境可再生能源投資實務》、《碳達峰碳中和相關背景、實現路徑及產業機會》、《碳達峰碳中和戰略下，企業面臨的挑戰和機遇》等課程。