国际电力价格与电力市场化改革比较及启示
（来源：中能传媒研究院 作者：卿琛1;张超1;尤培培1;曾小晶2）
（1.国网能源研究院有限公司 2.国网信息通信股份有限公司）
电价改革是电力市场化改革的核心，也是改革成果的直观体现。电力价格形成机制中，电能量价值是电价形成的基点，而政府政策调节是电价形成的稳定点。在电力未实行充分竞争的国家或地区，电力价格总水平主要取决于各类用户的电价水平以及用电比例，而各类用户的电价水平，主要取决于电力供应成本和用电电压等级分布、用电特性，以及交叉补贴等价格政策与机制。全球各个国家及地区的电价差异显著，这与本国资源禀赋、电源结构、电力市场机制和宏观政策等因素息息相关。一个国家或地区的电力工业要满足经济社会发展对电力的需求，就必须保持高效、持续发展，电力价格应反映合理供应成本，促使电力资源得到合理有效利用。
随着全球能源转型不断推进，新能源逐步替代传统能源将推动电价发生结构性变化。未来，随着电力市场改革不断深化，如何通过电价有序疏导发电成本，通过建立合理电价机制保障居民工业用电稳定，并利用电价优势有效引导和激励产业链发展，将始终是各国能源电力行业关注的重点问题。
本文聚焦于各个国家电力市场化改革前沿，探索其电价水平形成的原因。在经过汇率1 统一调整后，对全球主要经济体的电价水平进行了多维度比较，并提出相关建议。
一、主要发达国家电力价格比较与市场化改革进程
根据全球GDP排名和工业化水平，美国、德国、日本、韩国、瑞典、法国、英国、瑞士、意大利和加拿大等国家是公认的发达国家，在工业领域既有先进技术，又有产业链供应链方面的核心竞争力。国际能源署（IEA）数据显示，发达国家平均销售电价均高于我国，平均销售电价1.443元/千瓦时，其中电价最高的国家是英国2.674元/千瓦时、德国1.965元/千瓦时、意大利2.495元/千瓦时，电价较低的是韩国0.715元/千瓦时、美国0.833元/千瓦时、加拿大0.727元/千瓦时；我国销售电价0.652元/千瓦时，为主要发达国家的45%，较2021年下降了2个百分点。全球主要发达国家电价水平如图1所示。
图1 全球主要发达国家平均销售电价情况2
2022年，英国电力价格急剧上升，一方面原因在于国际天然气价格暴涨直接影响英国发电成本，使电力价格在短期内剧烈波动；另一方面，英国相继发布“绿色工业革命十点计划”和“净零战略”，并在此基础上提出“英国能源安全战略”，以摆脱英国对进口化石能源的依赖，通过发展核能、再次开发北海油田等措施实现向净零排放的平稳过渡，并提出继续加强新能源技术投资。净零排放目标下，英国电力市场设计因高比例新能源发电而进行转型，进一步推高了用能成本，引起电力价格上升。同时，在风电大幅增长、化石能源价格飙升等情况下，各类平衡服务保障给系统运行增加了经济负担，英国能源监管机构（OFGEM）不断提高能源价格上限，将成本疏导至用户侧，销售电价由此上涨。
由于在能源低碳转型背景下对可再生能源发展的支持，德国成为欧洲终端电价最高的国家之一。作为世界能源低碳转型的先行者，2022年德国居民和小型企业平均电价中超过一半为可再生能源附加费、消费税和电力税等，近10年来德国终端电价的增长也主要是由于可再生能源附加费用的增长。为了扶持可再生能源发展，《德国可再生能源法（EEG-2014）》规定可再生能源全面引入市场机制，满足条件的可再生能源发电企业必须参与类似于常规电源的平衡结算单元，参与批发市场，相比保障收购更有助于缓解系统平衡压力，并通过现货市场价格引导系统调节。德国通过不断优化市场设计，适应新能源发电的随机性、波动性特征，形成以市场化为主的新能源消纳方式，支撑其能源低碳转型。
2022年，其他主要欧盟国家电力价格均出现上升。在俄乌冲突等因素的影响下，欧洲天然气等能源价格上涨。随着欧洲能源危机的爆发，各国电价出现不同程度的上涨。数据显示，2022年，欧洲天然气价格上涨超600%，大幅推升用电和取暖价格，法国、德国等地日前市场月平均价格较上半年上涨幅度超过200%。2022年8月，德国出现了69.98美元/百万英热单位的价格高点，较2021年上涨135.8%。西班牙相对温和，涨幅约为72%。二氧化碳排放权价格突破80欧元/吨，高昂的二氧化碳排放权价格进一步推升火电成本。2022年，德国、北欧的电力批发价格比2018—2021年同期平均水平高出3～4倍，引起变化的主要原因是天然气价格的急剧上涨、电力需求的快速增加以及欧盟二氧化碳排放权价格的翻番。同时，2022年欧洲用电量和负荷率恢复至疫情前水平，用电量的增长推动电价进一步上涨。为此，2023年3月，欧盟委员会提出了欧洲电力市场改革草案，旨在通过优化电力市场设计，完善产品、服务和监管体系，解决居民、产业和投资者对短期电价波动的担忧，从而推动更大规模的可再生能源发展，提升欧洲整体产业竞争力；2023年10月，欧盟理事会就修正欧盟电力市场设计提案达成一项协议，欧盟理事会主席国开始与欧洲议会进行谈判，达成最终协议。
二、新兴工业化国家电价水平与改革进程
新兴工业化国家平均销售电价低于主要发达国家水平（如图2所示）。2022年，新兴工业化国家平均销售电价0.779元/千瓦时。我国销售电价0.652元/千瓦时，在新兴工业化国家中排倒数第五（与2021年持平），高于马来西亚的0.450元/千瓦时、印度0.527元/千瓦时、南非0.616元/千瓦时和印度尼西亚0.636元/千瓦时，低于菲律宾1.148元/千瓦时、巴西1.066元/千瓦时、土耳其1.039元/千瓦时和墨西哥0.891元/千瓦时。
图2 新兴工业化国家平均销售电价情况
菲律宾平均电价1.148元/千瓦时在新兴工业化国家中位居第一。菲律宾电力交易采用“全电量竞价、净额结算”机制，即电力市场仅结算总电量与合同电量的差额部分，而合同电量由合同双方自行结算。未来20年之内菲律宾电力供应至少应以年均4.6%的增速才能满足全国基本生产生活需求。未来随着菲律宾经济快速发展，内需持续强劲，菲律宾的电力需求逐年稳步上升，电力行业存在较大的发展空间，菲律宾的年用电量将以5.8%的复合年增长率增长。菲律宾自启动电力工业改革以来，目前已成为继新加坡之后电力市场化改革步伐最快的亚洲国家，市场化程度相对较高，也是亚洲少数成功设立并运作电力现货市场的国家之一。最近电力市场改革重点将落于可再生能源规划和投资之上，国家能源部在最新的国家可再生能源计划草案中设定了新的目标，即到2030年实现可再生能源占电力结构中的35%，到2040年将该比例提升至50%。
土耳其电力市场快速发展，电价持续上涨。为应对快速增长的电力需求，土耳其在2001年出台了《电力市场法（6446号）》，全面开放电力市场，并与欧盟接轨，自此拉开了土耳其新世纪电力市场改革的序幕。目前土耳其电力市场的发电、配电、售电活动主要由通过申请相应电力许可取得资格的市场参与者进行，电力交易则主要通过有序的电力批发市场以及短期双边售电协议开展。另一方面，可再生能源逐渐成为了土耳其政府鼓励和支持的重点，给关注土耳其电力市场的投资者带来了新一片蓝海。目前，土耳其已成为全球10大风电市场之一，风电行业的增长已经使土耳其2021年成为欧洲第五大设备生产国。这种增长也帮助土耳其扩大了对45个国家的出口。在土耳其的77家风电设备生产商中，约70%的收入来自设备出口。
2022年，印度平均电价为0.527元/千瓦时。近年来，配电企业财务压力不断增加，但在政策干预之下，零售电价并未上涨。2020年疫情以来，印度多地政府颁布了降低零售电价以支撑工商业发展的政策，零售平均电价较2019年降低5.9%。印度已提出电价结构转型相关措施，但受疫情影响，预计措施落地时间会有所延后。印度电力体制分散化程度较高。印度的电力工业结构在上、中、下游均分为国家（地区）和邦两个级别。发电侧，印度发电公司分为中央所有、邦所有和私有三种类型，截至2023年10月，印度电力行业的私营公司发电量占全国电力的51.2%，而邦发电量和中央发电量分别为25%和24%。输电侧，印度输电网电压等级主要包括765千伏、500千伏（直流）、400千伏、220千伏、132千伏。输电网归印度电网公司（PGCIL）和邦电网公司所有。印度电网公司和邦电网公司互不隶属。2020年8月，印度能源交易所（IEX）启动“绿色期前市场”，近年来，绿色期前市场运行平稳。2021年，IEX丰富了绿色电力交易周期，开展绿色日前市场，在绿色日前市场，卖方为新能源企业，买方为对绿色电力有需求的电力用户，由IEX交易所以集中竞价方式进行交易。在绿色市场开展前，印度可再生能源只能以长期购电协议的方式消纳，缺乏参与市场的手段。绿色期前/日前市场为可再生能源发电商参与市场提供了路径，用户也可以在绿色市场购买可再生能源电力，履行可再生能源购买义务。2022年12月，IEX成立国际碳交易所，为印度国内新兴的自愿碳市场和外国碳抵消买家提供服务。IEX成为印度首个碳中和碳交易机构，为印度的可持续发展以及印度2070年实现净零排放的目标作出贡献。
三、RCEP国家电价水平比较与改革进程
《区域全面经济伙伴关系协定》（RCEP）国家包括东盟10国，以及中国、日本、韩国、澳大利亚、新西兰等共15个亚太国家。RCEP成员国覆盖世界近一半人口和近三分之一贸易量，是世界范围内涵盖人口最多、发展最具活力的自由贸易国家联盟。
我国工业电价、居民电价位于RCEP国家中等偏低位置。2022年，工业用户销售电价方面，RCEP国家工业用户电价平均为1.037元/千瓦时。其中，最高的新加坡为2.176元/千瓦时；印度尼西亚为0.485元/千瓦时。我国工业用电价格0.670元/千瓦时，为RCEP国家平均水平的65%，排名位于倒数第四，具体RCEP国家工业电价如图3所示。
图3 RCEP国家工业电价
居民用户销售电价方面，2022年，RCEP国家居民用户电价平均为0.849元/千瓦时。其中，澳大利亚最高，为1.597元/千瓦时，缅甸最低，为0.195元/千瓦时。我国居民用电价格0.552元/千瓦时，是RCEP国家平均电价的65%，排名位于RCEP国家倒数第五，具体RCEP国家居民电价如图4所示。
图4 RCEP国家居民电价
日本电力市场主要由十大发输配售一体化电力公司构成，主要包括了北海道电力、关西电力、中国电力、四国电力、九州电力、东北电力、东京电力、北陆电力、中部电力、冲绳电力。调度与电网一体，十大电力公司内部分别有各自的调度机构。2015年成立的广域系统运行协调机构负责整体协调十家调度机构。交易机构由日本电力批发交易所（JEPX）独立设置，市场主体中的发电企业、售电公司、用户均可根据会员制要求成为会员。广域系统运行协调机构（OCCTO）负责全国范围的电力供需平衡与调整、跨区域电力线路的建设规划，制定并向政府上报中长期（10年）的全国范围电力供需计划和电网建设规划，促进频率转换设备和区域间联络线等输电基础设施的建设，促进全国范围内电力有效调配。日本十大电力公司成立输配电网协会，从2021年4月起独立运作。按照日本电力体制改革方案，2020年4月1日，十大电力公司（除冲绳电力外）实施法律分离的厂网分离模式，集团内部成立电网子公司。2021年4月，日本启动了全国平衡市场，类似于辅助服务市场，包括调频服务和备用服务。日本设置的平衡市场是一个单边市场，供应方是发电机组、储能装置、分布式能源、虚拟电厂等，采购方是各区域调度机构。至此，日本电力市场开始逐步建立调节电源公开招标机制和全国平衡市场机制，并为可再生能源设计了平衡服务产品。
澳大利亚除北部特区与西澳大利亚之外，新南威尔士州、南澳大利亚州、昆士兰州、维多利亚州和塔斯马尼亚州已实现发、输、配、售分开，建立了发电侧和售电侧全面放开市场化，输配电公司运营由政府管制的体制机制。由于一次能源价格高企，2022年6月连续运营24年的澳大利亚国家电力市场首次被迫停运。澳大利亚能源市场运营机构（AEMO）宣布，由于现货市场无法继续运行，根据国家电力规则（NER），从澳大利亚东部标准时间14时5分起暂停全国电力市场（NEM）所有地区的现货市场。同时，入冬时间提前、气温偏低，用电需求同比明显上升，并且与机组检修时间重叠等因素造成澳洲电力供需严重紧张。
韩国电力部门由政府主导，电力市场以单一购买为主要交易方式，以强制型电力库（mandatory pool）的方式运营，批发与零售价格均由政府设定。韩国国内电力产业由韩国电力公司垄断生产、输配和销售全环节。在发电侧，韩国电力持有的6家发电公司的市场占有率超过80%；电网环节由韩国电力100%垄断；销售侧民营企业所占比重也极小。受疫情影响，近年来，韩国电力公司发电能源主要依赖煤电、气电和核电，2022年煤电、气电和核电的占比分别在32.5%、27.5%和29.6%左右。受自然条件的限制，韩国境内70%的国土面积是山地，可再生能源装机成本高昂，可再生能源发电的占比仅有8.3%左右。
四、我国与美国电价水平比较与改革进程
美国电价在经合国家中位于相对较低水平，与新兴市场国家相比也处于偏低水平。具体电价水平与我国对比情况如表1所示。
表1 中国与美国2022年电价对比（元/千瓦时）
上网电价方面，我国平均价格为0.413元/千瓦时，略低于美国的0.505元/千瓦时。中美均以化石能源发电为主，我国火力发电电量占比为69.77%，美国火力发电占比约62.19%。我国具有显著的电源造价优势，各类型发电设施造价都仅为美国的一半左右。但美国具有一次能源价格优势，特别是页岩气、煤炭价格均显著低于我国，叠加燃气轮机发电技术的不断进步，美国燃气发电成本得以保持较低水平，而燃煤机组受制于相关环保政策的要求，运营成本无法与燃气、风能、核能等清洁能源正面竞争。我国燃煤发电成本呈现两个特性：一是固定成本占比低，二是变动成本高且东、西部差异大。
输配电价方面，我国输配电价为0.198元/千瓦时、占销售电价30%，显著低于美国的0.317元/千瓦时。我国输配电价保持较低水平的主要原因：一是我国电网实行统一规划与建设，电网行业具有典型的规模经济性；二是我国电网设施造价较低，相同电压等级输电线路造价，美国比中国高50%以上；三是我国电网成本管控好，单位电量运维费较低；四是我国电网企业利润率远低于美国，电网净利率显著低于美国监管利润率。
销售电价方面，2022年，我国销售电价为0.652元/千瓦时，低于美国的0.833元/千瓦时。在用户类别结构上，美国是典型发达国家，居民用电占比38%，比我国高23个百分点，价格为1.013元/千瓦时，比我国高84%；工业用电占比26%，为0.561元/千瓦时，比我国工业电价低0.109元/千瓦时。
在全球能源转型驱动下，美国电力市场全力探索电碳市场价格联动机制。碳定价逐步成为美国各州减少温室气体排放的重要政策工具，碳定价方式主要包括碳排放权交易和碳税两种方式。美国12个州已经实施了碳定价，部分州市场主体呼吁将实施碳定价机制后的碳减排成本纳入电力批发电力市场。2021年4月15日，联邦能源管理委员会（FERC）发布了一份关于批发电力市场纳入碳定价的政策声明，为区域输电组织（RTO）和独立系统运营商（ISO）提供了一个不具约束力的政策框架，鼓励市场运营商和市场主体探索并考虑将碳减排成本纳入电力批发市场电价。
五、结论与建议
综上所述，2022年各主要国家电价较我国相对上涨，其中工业电价涨幅明显。销售电价方面，与经合国家、工业化强国相比，我国处于较低水平；与G20国家、新兴工业化国家相比，我国位于中等偏低水平；与金砖国家相比，我国位于中等水平。分类别看，我国工业电价进一步下降，与经合国家、工业化强国等比较排名中有所降低，居民电价的比较排名变化不大，输配电价仍维持国际较低水平。与美国相比，我国销售电价略低，由于交叉补贴的存在，我国工业电价高出美国。
借鉴欧洲应对能源电力短缺所采取的短期举措和市场机制优化趋势，建议：
一是保持充裕备用容量，保障电力安全可靠供应。考虑备用容量不足问题持续凸显，针对极端天气下可再生能源出力的不稳定性，引导政府科学规划电源结构，保持煤电等灵活性电源合理发展规模，健全完善辅助服务、容量成本回收等机制，发挥煤电“压舱石”和“稳定器”的重要作用，保障备用容量充裕度。
二是加快开展适应新型电力系统的电力市场体系架构与竞价机理创新研究。包括讨论新型电力系统下边际定价理论的适应性，并提出创新理论方案；新型电力系统下分场竞价机理及机制设计研究；新型电力系统下多时间尺度平衡机制设计研究；新型电力系统下多层次电力市场的形态与衔接机制研究。
三是健全市场应急处置机制和风险管控手段。充分考虑各种电力缺口极端情况，在市场运营、发电调用、负荷控制等方面留足处置措施，明确应急交易组织方案、已有交易的调整和结算方式，研究动态调整市场限价，优先保障民生用电供应，从源网荷储全环节发力，确保电力供应安全。
注释：
1.为方便比较，本文以世界银行2022年披露的平均汇率为基础，将不同币种国家的电价水平统一折算成人民币处理。
2.瑞典、法国、德国、意大利平均销售电价数据采用2022年欧盟统计局公布的居民、工业电价，乘以欧盟统计局2021年居民、工业用电量占比，加权平均计算而得。
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原标题：国际电力价格与电力市场化改革比较及启示
