低碳背景下国外能源转型战略和电价体系分析及对我国的启示思考

吴 晨，牛文娟，李 琥，薛贵元，叶 晨，王蓓蓓

（1.国网江苏省电力有限公司 经济技术研究院，南京 210008；2.东南大学 电气工程学院，南京 210096）

0 引言

在全球变暖和推动低碳发展的背景下，能源转型问题成为各国政府持续关注的焦点。全球主要国家均制定并通过了明确的能源转型计划，加快淘汰化石能源的步伐，加大对低碳能源的投资力度，以此积极推动能源体系的低碳转型。我国作为全球CO2排放量最大的国家之一［1］，出于对能源安全及生态环境等发展面临的多重问题的考虑,也大力推动能源生产和消费革命。

随着低碳能源的高比例接入，未来能源转型和合理的低碳投资面临诸多挑战［2］，各个国家电价体系结构将出现较大变化，其电价特点也呈现较大差异，针对这一系列问题，有关学者对此进行了研究。当前针对国家能源转型的研究主要集中于转型目标与政策梳理，但仅局限于特定国家的分析［3—5］。文献［6］不仅梳理了德国能源转型策略及政策，还剖析了其对电价产生的影响，但也仅局限于德国一个国家的经验。文献［7］指出我国电价体系存在的问题，并借鉴了英国的电价机制改革经验，但与采取能源转型战略的联系并不紧密。文献［8］重点研究了国外几个典型国家的低碳发电投资激励和低碳电价机制，但对于能源转型战略对电价水平变化的影响分析仍有欠缺。文献［9］提出涵盖能源结构、效率、安全、价格4个维度的能源转型评价指标体系，并对中国、美国、德国等国能源转型情况进行对比分析，但未深入剖析能源转型战略对电价变化的影响。目前针对如何促进低碳投资并保证消费者能够合理承担的问题以及能源转型战略和电价体系分析的系统性研究较少。

因此本文从能源转型战略、电价体系结构以及能源转型背景下电价的变化特点3个方面对德国、英国、法国3个国家进行研究，梳理国外典型国家在能源转型方面的战略措施、激励机制、配套政策及电价体系模式，并对其特点进行对比分析。在此基础上，结合我国能源转型实际发展情况，推动我国能源转型取得切实成效。

1 德国能源转型战略及电价体系特点

1.1 德国能源转型战略

早期的德国能源消费结构以煤炭为主，石油、天然气严重依赖进口。由于化石能源存在各种弊端，在20世纪70年代的石油危机后，基于保障经济和能源安全的考虑，德国开始鼓励发展可再生能源和核电［10］。但由于国内对于核电存有颇多争议，最终德国决定将能源结构从以化石能源和核能为主转型为以可再生能源为主［11］。

2010年9月，德国联邦政府正式发布了新的《能源规划纲要：致力于实现环境友好、安全可靠与经济可行的能源供应》［12］，明确提出以“大力发展可再生能源”为能源转型的方向，到2022年关闭所有核电站；到2050年，可再生能源发电量占总发电量的80%，并希望最终实现100%可再生能源消费。

2012年，德国修订《可再生能源法》，明确了可再生能源电力发展的中长期目标，提出到2020年、2030年、2040年、2050年，可再生能源在电力供应中的份额分别达到35%、50%、65%和80%［13］。

1.2 德国电价体系结构和特点

目前，德国居民电费主要由电力供应成本、过网费、增值税、经营许可费、可再生能源附加费以及电力税等共同构成，发售及输配电费仅占比47%，而税费补贴合计高达49%，其中可再生能源附加费占比高达21%，具体如图1所示。

图1 德国居民电价组成Fig.1 The composition of German residential electricity prices

近年来，德国电价一直呈现出上涨的趋势，并且总体维持在一个较高水平。根据欧盟统计局（Europe⁃an statistics，Eurostat）的数据［14］，2019年德国居民电价高达30.22欧分/kWh，其中包含可再生能源附加费6.41欧分/kWh，占到居民电价的21%，如图2所示。

图2 2006年—2019年德国居民电价Fig.2 Germany residential electricity prices from 2006 to 2019

德国电价在欧洲乃至世界范围内都属于高电价范畴，导致德国电价持续上涨，居高不下的原因主要有以下几点。

首先，德国的发电侧市场竞争不够激烈，大型电力公司市场力较大。德国的4大电力公司拥有全国超过80%的发电量，发电侧的垄断导致竞争缺乏，电价难以降低。

其次，政府对特定能源和技术的发展具有倾向性，德国的退核政策导致发电结构中核电比例逐渐降低，由于没有选择适当的过渡能源，导致化石能源发电占比高达50%，这也使得发电成本较高。

最后，能源转型大力推行可再生能源补贴政策和附加费政策，导致消费者承担的可再生能源附加费也不断增加。为了解决大比例可再生能源装机可能使得批发市场的电力价格降低的问题，促进可再生能源的投资和发展，2000年通过的德国第一部《可再生能源法》规定，风能、太阳能和生物质能等发电优先入网，可再生能源强制上网政策得到推广实施，并且效果显著。此后，根据可再生能源进展，2009年之后上网价格和补贴额度不断降低，行业立刻产生剧烈反应。由于这种政府补贴行为增加了政府财政负担，2009年德国政府新修订的《可再生能源法》规定，德国居民和企业需缴纳一定比例的可再生附加费。随着可再生能源发电比重的不断增加，绿色补贴额度不断扩大，直接推动了电力价格的快速大幅上涨。

如果不采取有效措施，电力价格将逐渐超过消费者承受能力，使得电力市场扭曲程度增加。但若完全取消可再生附加费，在低碳电源成本还没降到足够低时有可能导致没有新建装机。如何兼顾多方利益，平衡经济发展、电价水平与能源转型之间的矛盾成为当前德国能源转型要破解的头号难题。

2 英国能源转型战略及电价体系特点

2.1 英国能源转型战略

自20世纪70年代石油危机以来，英国实现了煤炭和石油能源转型后的第3次能源转型［15］。由于海上油气资源的发现，英国充分发展天然气产业并使其成为主导能源，到2000年，英国天然气在一次能源中的占比近40%，高于大部分西方大国。但由于英国私有化和市场化程度高、化石能源所占比例偏高等特点，给低碳转型带来一定阻碍，从而引发了下一阶段的改革。

2008年英国国会正式通过并生效了《气候变化法案》，确定了到2050年温室气体排放量将比1990年减少80%的长期减排目标，标志着其能源转型正式进入了低碳化阶段。

2019年6月，英国政府在《巴黎协定》全球应对气候变化目标的基础上，提出了《2050年目标修正案》，将原定的温室气体排放量减少80%的目标修订为减少100%。

2.2 英国电价体系结构和特点

英国居民电价主要由发售电成本、输配电费、环境税以及增值税等共同构成，其中发售电成本占比58%，输配电费占比20%，环境税占比11%，增值税占比5%，具体如图3所示。

图3 英国居民电价组成Fig.3 The composition of UK residential electricity prices

近年来，英国电价略有上升，总体在世界发达国家中处于中游。根据Eurostat的数据［14］，2019年英国居民电价为21.22欧分/kWh，较2009年上涨44.75%，如图4所示。

图4 2009年—2019年英国居民电价Fig.4 UK residential electricity prices from 2009 to 2019

英国2019年的居民电价与2019年21.70欧分/kWh的欧洲平均电价基本处在同一水平，导致能源转型过程中英国电价能够维持在中等水平的原因主要有以下几点。

首先，这主要是由于相对较低的税费补贴，使得英国居民电价偏低。但尽管如此，英国还是采取了其他措施有效促进低碳电源的投资和发展。早在2005年，欧盟就进入了碳排放权交易体系（European union emissions trading scheme，EU⁃ETS），但由于EU⁃ETS的碳价长期处于较低位且具有波动性，不足以引导低碳电源投资。2013年英国设置了一个“碳地板价”机制，一旦按照市场规律形成的碳价达不到设定的地板价，就通过增加税收来弥补差额。自此在天然气价格下降的共同作用下，英国再也没有未配备碳捕获、利用与封存（carbon capture，utilization and storage，CCUS）的新建煤电项目被核准，燃煤发电量降速明显，煤电占比从2013年的41%下降到不足5%，极大地促进了低碳电源的投资。由于碳税所占比重不大，在英国“碳地板价”的作用下，取得了促进低碳电源投资和维持电价水平的均衡。

其次，对可再生能源技术引入差价合约及相应的竞标机制。差价合约合同模式建立在原有低碳征费控制与补贴机制之上，通过开发商、电网公司与政府出资的补贴，执行公司签订长期差价合同，本质上是以近于强制回购电价的模式补贴可再生能源。除此以外，比较特别的是差价合约竞标在某一技术路线成熟后（即竞标执行价低于市场电价），便不再获得支持。根据英国政府对未来市场电价的预测，2023年后第3轮差价合约中，海上风电的竞标结果低于预估市场均价，基本进入零补贴阶段，此举引入了竞争，合理控制了市场价格以及可再生能源的投资速度。

最后，可再生电源的增加，必然带来电力可靠性和安全性问题，单一的能量市场模式难以确保发电容量的充裕。为此，英国建立了容量市场，支持可调度电源的投资并支付合理回报，从而确保在电力供应紧张的情况下有充足容量保证供应安全，同时使得可再生能源也可从2个市场获取利润，促进其投资，并且维稳电力市场的电价。

3 法国能源转型战略及电价体系特点

3.1 法国能源转型战略

20世纪70年代，因石油危机的存在，法国政府高度重视能源供给安全［8］，决定发展自主能源，启动大规模核能开发计划。然而40年来法国过度依靠核电，昂贵的维运及新建成本几乎要拖垮法国电力公司（electricite de France，EDF）［16］。

为了降低对核能的过度依赖，响应欧盟能源战略，同时积极呼应全球能源低碳转型诉求，2015年法国国会出台了“可再生能源全国行动计划”，预计在2025年将核能发电占比降至50%，同时提高可再生能源占比，使其在2030年达到47%，其中陆上风电将成发电主力，其次则为太阳能发电、海上风力及水电等清洁能源。

3.2 法国电价体系结构和特点

法国电力长期由EDF实行发、输、售电一体化经营。从电价方面看，法国电价以边际成本法为基础，主要由发售电成本、输配电费以及政府税金等共同构成，其中发售电成本占比36%，输配电费占比29%，政府税金占比35%，具体如图5所示。

图5 法国居民电价组成Fig.5 The composition of France residential electricity prices

近年来，法国电价呈现出上涨的趋势，但总体还是维持在较低电价水平。根据Eurostat的数据，2019年法国居民电价为17.88欧分/kWh，较2009年上涨47.43%，如图6所示。

图6 2009年—2019年法国居民电价Fig.6 French residential electricity prices from 2009 to 2019

与2019年21.70欧分/kWh的欧洲平均电价相比，法国电价处于中等偏低水平，甚至在全世界发达国家中，法国电价都属于较低水平。能源转型过程中虽然电价上涨，但仍旧维持在较低水平的原因主要有以下几点。

首先，这主要得益于法国的电源结构，以核电为主的电源结构使得平均发电成本显著降低。2018年法国总发电量为548.6 TWh，其中2018核电发电量为393.2 TWh，占比71.67%，如图7所示。

图7 2018年法国各电源发电量Fig.7 France electricity generation by power sources in 2018

其次，由于法国电力长期由电力公司实行发、输、售电一体化经营，导致市场的竞争主体较少，因此法国建立2个拍卖机制来促进市场竞争：一是法国输电系统运营商（réseau de transport d'electricité，RTE）采用市场公开招标方式购买输电网损；二是EDF拍卖虚拟发电容量，即采用公开招标的方式将EDF的发电厂使用权拍卖给其他市场主体，该市场主体利用获得的发电容量参与竞争市场交易，一定程度上又降低了电价。

最后，法国实行政府适度干预的市场机制。法国政府通过边际成本定价与EDF签订计划合同，表明了在特定时段内电价下降的幅度，在引入激励机制的同时不断给EDF施加降低电价水平的压力。此外，这些合约结合法国能源发展和电价变化适时逐段改进，体现了一定的灵活性。鉴于上述原因，法国在欧洲乃至世界范围内都是电价较低的国家之一。

4 对中国能源转型的思考

面对碳达峰、碳中和的目标，能源格局的重构是大势所趋。目前，我国的能源结构虽然仍以火电为主，但每年的风能和太阳能发电量持续上升，由此可见我国能源转型初见成效。国外能源转型和电价体系改革的经验对我国有诸多启示思考。

（1）发展可再生能源须充分考虑社会承受能力

可再生能源发展是低碳背景下的大势所趋，但不能盲目地以追求装机容量为目标，必须协调处理好清洁、经济、可靠三者的关系。短期内低碳电源成本还无法降到足够低，为了鼓励可再生能源的发展并促进其成本的回收，需要国家政府的税收支持，而税收来源于消费者，因此必须合理考虑投资与社会承受能力的关系。

从德国的能源转型和电价变化经历看出，高额的可再生能源附加费虽然可以促进可再生能源大力发展，但电力价格会随之上涨，甚至逐渐超过消费者承受能力，使得电力市场扭曲程度增加；而英国较低的税费，使得电价维持在一个适中的水平。由此可见补贴、税收是一种行之有效的手段，可以在短期内迅速推动可再生能源发展，但随着可再生能源规模的扩大，必须适时调整其强度和方式，以免造成电价上涨带来的一系列问题。

（2）采取政策干预与市场竞争相结合的模式

鉴于能源投资的长周期特性，为实现较低成本的能源转型，电力市场必须有监管干预进行补充，引导新技术路线形成。

在不同程度上，电力系统的各方面都是监管和市场的组合。虽然引入和加强碳定价可以鼓励低碳发电，但确立和加强碳定价的可信度可能需要时间，甚至会增加已知市场的风险，很可能造成消费者过重的财务负担或低效投资。因此像法国实行政府适度干预的市场机制，在引入激励机制的同时不断给EDF施加降低电价水平的压力，促使新技术路线的形成以尽快降低成本，减少用户负担和转型的社会总成本。同时这也将促进低碳投资与市场的有效整合，降低市场的价格风险。

（3）探索碳交易与碳税的合理融合

为了促进低碳能源转型，碳交易与碳税这2种方式均在全球范围内推行，如欧盟、美国、中国、韩国等国家主要采用碳交易的手段，而英国、德国等国家推行碳税也取得一定成效。两者的实施各有利弊，碳税相比于碳交易市场实施较容易，可以直接刺激低碳能源的发展，获得可观的税收收入。但是碳税在碳排放总量控制方面不足，同时由于税收自身的传导效应，尽管在能源源头征税，最终也会转嫁到下游消费者身上，导致电价的上涨。此外，不同宽松程度的碳税将使全球呈现出割裂的减排体系，容易出现碳泄漏等情况。

因此，在明确权责范围的情况下，两者可相互配合，达到最佳减排效果，例如欧盟正在探讨实施欧盟碳税和碳边境税以弥补EU⁃ETS的不足。对于我国来说，全国性碳市场刚刚开市不久，未来碳交易与碳税如何合理融合，也是一个值得思考和探索的问题。

（4）促进低碳多样化能源生态的电价体系

近来，随着取消工商业目录销售电价的推进，推动工商业用户全部进入电力市场，按照市场价格购电，构建合理的电价体系显得越发重要。

因此可以面向工业居民用户设计多元化个性化电价套餐，鼓励用清洁能源代替化石能源；此外，参考英国等低碳税收激励，能够达到节能减排标准的用户可以享受20%的税收减免，同时个人投资的风电能源项目所得税全免，企业使用清洁能源生产还可以享受财政补贴政策，以此推动分布式电源、用户侧储能、氢能、电动汽车等多元化清洁主体参与；与碳市场、绿证市场紧密协调，通过政策引导，避免极端情况下市场产生过高电价。

（5）适时积极引入批发、零售市场竞争

早在20世纪80年代，就有经济学家对垂直一体化的垄断经营模式提出质疑，引入竞争可以降低电能价格，提高整体经济效率。从德、法转型经验来看，德国发电侧的垄断导致竞争缺乏，电价难以降低；而法国电力虽然是发、输、售电一体化经营，但建立了2个拍卖机制来促进市场竞争，是其电价水平较低的原因之一。

结合我国电力发展历程来看，1945—1985年实行的垂直一体化垄断运营模式遇到了许多问题，集中体现为电力短缺和电价过高的两难困境。因此在1998年后，实行“厂网分开，竞价上网”的运营模式，试图解决输配售一体化垄断而无法实现降低销售电价的问题。未来在低碳能源加速转型期间，我国电价预计将会上涨，适时积极引入批发和零售市场竞争，将对维稳电价有一定促进作用。

5 结束语

低碳背景下加快淘汰化石能源的步伐，加大对低碳电源的投资力度已成为各国低碳转型过程中的普遍做法，但未来大比例可再生能源装机有可能使得批发市场的电力价格降低，单一能量市场中低碳转型成本较高，难以保证低碳能源的高固定投资成本回收。基于此，本文对德国、英国、法国3个典型国家的能源转型战略和电价体系模式进行了研究，剖析能源转型背景下其电价变化的原因。然后结合我国能源转型发展的实际情况，对我国能源转型、低碳投资和电价维稳提出建议，为我国能源转型及电价体系发展的设计提供参考。