通常情況下，在市場(chǎng)充分競(jìng)爭(zhēng)的條件形成后，能源已不再由少數(shù)大企業(yè)提供時(shí)，電價(jià)或天然氣價(jià)格會(huì)因?yàn)榧ち业母?jìng)爭(zhēng)而趨于合理化，消費(fèi)者應(yīng)是最大的受益者。但在德國(guó)，實(shí)際情況卻是在電力市場(chǎng)自由化之后， 近幾年電價(jià)不降反升，相較于鄰國(guó)更是高出許多。

2018年底時(shí)， 德國(guó)銷售電價(jià)水平處在世界最高行列，約為度電19.4 歐分（約 1.6 元/千瓦時(shí)，其中居民電價(jià)約度電29.2 歐分（約 2.4 元/千瓦時(shí)），大工業(yè)為度電11 歐分（約 0.9 元/千瓦時(shí)）。與之相比，法國(guó)居民用戶平均電價(jià)是度電18歐分，歐盟整體平均電價(jià)是度電21.1歐分，德國(guó)電價(jià)水平高居全歐第二，僅次于丹麥。

事實(shí)上，德國(guó)居民用戶的電費(fèi)負(fù)擔(dān)，相比其可支配收入，在歐洲各國(guó)中處于中等水平。過(guò)去上漲幅度顯著，10年間同比上漲了50%，主要源于可再生能源（EEG）附加 。一個(gè)四口之家年用電量3500度，約80歐元/月，相對(duì)在其家庭可支配收入（平均3400歐元/月）中的比重并不算過(guò)高。

但由于可再生能源對(duì)系統(tǒng)參與者具有強(qiáng)烈的“再分配”效應(yīng)，德國(guó)可再生能源發(fā)電裝機(jī)比例從不到10%上升到40%的過(guò)程中，“贏家”是大工業(yè)與高耗能用戶，而傳統(tǒng)發(fā)電商、居民消費(fèi)者與中小企業(yè)承擔(dān)了大部分變化的成本。

整體來(lái)看，德國(guó)大規(guī)模發(fā)展可再生能源的轉(zhuǎn)型之路，是不斷發(fā)現(xiàn)問(wèn)題、解決問(wèn)題，甚至解決了一個(gè)問(wèn)題又產(chǎn)生新問(wèn)題，然后再解決的過(guò)程。在這期間，伴隨著大量能源系統(tǒng)參與者的利益“再分配”，而改革的代價(jià)最終需要電力用戶來(lái)負(fù)擔(dān)。

電價(jià)中的高比例附加稅費(fèi)

從結(jié)構(gòu)來(lái)看，德國(guó)電價(jià)主要由競(jìng)爭(zhēng)性市場(chǎng)價(jià)格、電網(wǎng)費(fèi)（主網(wǎng)和配網(wǎng)）、稅費(fèi)、 可再生能源附加費(fèi)等構(gòu)成。但在終端電價(jià)中，涉及市場(chǎng)競(jìng)爭(zhēng)的部分并不占據(jù)決定性地位。居民和小型工商業(yè)用戶需要支付的稅費(fèi)與附加比例更高，可達(dá)總體電費(fèi)的75%。

在競(jìng)爭(zhēng)性電力市場(chǎng)，德國(guó)每年交易的電力約500 TWh。其中，20%發(fā)生在交易所，80%為場(chǎng)外合同。可再生能源交易比重約為40%，有約80%是直接交易。2018年批發(fā)市場(chǎng)平均價(jià)格約為45歐元/兆瓦時(shí)。

德國(guó)批發(fā)市場(chǎng)中的現(xiàn)貨市場(chǎng)交易由歐洲電力交易所負(fù)責(zé)組織，日前交易量占 89%，日內(nèi)交易量占 11%，交易周期從 15 分鐘到 1 小時(shí)不等。期權(quán)、期貨交易由歐洲能源交易所負(fù)責(zé)組織，包括 1 年期、2 年期、3 年期和 4 年期及以上，其中 1 年期占到交易電量的 59%。電力市場(chǎng)競(jìng)爭(zhēng)程度提高，使發(fā)電環(huán)節(jié)電價(jià)由 2009 年的度電 8.4 歐分下降到了目前的 5.6歐分。

而這主要?dú)w因于優(yōu)先次序效應(yīng)（merit-order effects），即隨著規(guī)模的擴(kuò)大，風(fēng)能和太陽(yáng)能發(fā)電的邊際成本要小于傳統(tǒng)能源發(fā)電機(jī)組，當(dāng)風(fēng)電、光伏等發(fā)電設(shè)施安裝完畢后，邊際成本，即發(fā)電價(jià)格反映的只是設(shè)備運(yùn)營(yíng)成本。這時(shí)，新能源電源會(huì)拉低電價(jià)水平。此外，光伏發(fā)電量在一天中午達(dá)到頂峰，而這個(gè)時(shí)間段與一天中用電高峰時(shí)段吻合，供需平衡甚至供過(guò)于求也降低了一天中的電價(jià)。因此，現(xiàn)貨市場(chǎng)交易中，負(fù)電價(jià)的時(shí)刻越來(lái)越多。

2008—2015年，德國(guó)電力批發(fā)市場(chǎng)現(xiàn)貨價(jià)格下降近50%，但在2016—2018年則有所反彈，其反彈也是多種因素作用的結(jié)果。其中，天氣及氣候變化是一大主因。近年來(lái)，夏季北半球的高溫導(dǎo)致歐洲大陸風(fēng)力減少，風(fēng)力發(fā)電量大幅降低，遠(yuǎn)低于往年同期的發(fā)電水平。而高溫也導(dǎo)致各地電力需求猛增，電力供需不平衡是推動(dòng)歐洲主要電力市場(chǎng)價(jià)格居高不下的主要原因。

除氣候等因素外，用于發(fā)電的其他主要燃料價(jià)格也有不同幅度的上漲，包括天然氣、硬煤價(jià)格的上漲都推高了電力價(jià)格。此外，近兩年來(lái)，歐洲的碳價(jià)從每噸5歐元上漲到每噸20歐元，這使得燃煤電廠的成本更高，運(yùn)營(yíng)成本的增加導(dǎo)致電力批發(fā)市場(chǎng)價(jià)格上升。

同時(shí)，頻繁出現(xiàn)的負(fù)價(jià)格信號(hào)也無(wú)法均衡地傳遞給消費(fèi)者。這是由于德國(guó)每度電電費(fèi)中，電網(wǎng)費(fèi)和可再生能源附加費(fèi)兩者合占超過(guò)45%的比例，另外還有銷售稅、電力稅、特許權(quán)費(fèi)用、離岸責(zé)任費(fèi)用、熱電聯(lián)產(chǎn)廠附加費(fèi)以及工業(yè)行業(yè)電網(wǎng)費(fèi)用回扣等。其中，可再生能源附加費(fèi)（EEG）是按《可再生能源法》規(guī)定，在電費(fèi)中必須繳納的可再生能源電力稅，以供政府促進(jìn)可再生能源產(chǎn)業(yè)的發(fā)展。

2007年，度電電費(fèi)中必須繳納0.8歐分的可再生能源附加費(fèi)，這項(xiàng)費(fèi)用到2019年漲到了6.41歐分，2020年居民用戶繳納的附加費(fèi)更要漲到8.04歐分。


工商業(yè)電價(jià)減免稅費(fèi)：中小型企業(yè)依然“受苦”

而對(duì)工業(yè)用戶來(lái)說(shuō)，德國(guó)以年耗電量24GWh為界，超過(guò)此耗電量的用戶享受可再生能源電價(jià)附加豁免，低于24GWh的則需承擔(dān)。

根據(jù)德國(guó)能源和水業(yè)協(xié)會(huì)（BDEW）的數(shù)據(jù)，工商業(yè)企業(yè)用電量占德國(guó)用電總量的74％，工業(yè)用電占該國(guó)用電量的47％。不過(guò)，能源成本的影響在不同領(lǐng)域之間差異很大。歐盟數(shù)據(jù)顯示，從事電子產(chǎn)品或汽車生產(chǎn)的公司僅將其總支出的1%用于能源，而生產(chǎn)水泥、紙張、玻璃、鋼鐵和基礎(chǔ)化學(xué)品的能源密集型公司，這一份額平均在3％至20％之間 。例如，電力約占鋁生產(chǎn)總成本的50％，紙張的13％，鋼鐵的10％，因此，鋁、基本化學(xué)制品、紙張和鋼鐵的生產(chǎn)商對(duì)電價(jià)特別敏感。由于免去了可再生能源附加費(fèi)、特許權(quán)征收費(fèi)及電力稅費(fèi)，這些大工業(yè)高耗能用戶得以享受相對(duì)低廉的工商業(yè)電價(jià)。

不同公司享受的稅費(fèi)免減額度也有很大差異。交易方式、消費(fèi)電量的多寡、何時(shí)用電、需求特性、與負(fù)荷地的距離，以及是否連接高壓、中壓或低壓電網(wǎng)等等因素，都會(huì)對(duì)用戶最終支付的電費(fèi)有所影響。即使都是大工業(yè)用戶，需要支付的電費(fèi)也有較大差異。BDEW的數(shù)據(jù)顯示，2018年，一家大型能源密集型公司每年用電量為1億千瓦時(shí)，根據(jù)免稅額，其繳費(fèi)范圍為5.1歐分/千瓦時(shí)至17歐分/千瓦時(shí)。

另一方面，中小型工商業(yè)用戶對(duì)德國(guó)的高昂電價(jià)叫苦不迭。許多公司付出了相對(duì)較高昂的價(jià)格。德國(guó)眾多的中小企業(yè)通常由家族所有，是其國(guó)家工業(yè)供應(yīng)鏈重要的一環(huán)，而這些中小型用戶和大工業(yè)用戶之間的電費(fèi)價(jià)差顯著。如下圖所示：


發(fā)展可再生能源不是“免費(fèi)午餐”

2019 年，德國(guó)燃煤發(fā)電約占總發(fā)電量的 28.2%，可再生能源發(fā)電占 40.1%。風(fēng)能和太陽(yáng)能是德國(guó)能源轉(zhuǎn)型中最重要的可再生能源。德國(guó)的目標(biāo)是，2030 年以前溫室氣體比 1990 年減少至少55%，2022 年前關(guān)閉所有的核電站，2038年全面退煤，2050年提供安全的、可負(fù)擔(dān)的、環(huán)保的能源，但隨著大規(guī)?？稍偕茉吹牟⒕W(wǎng)，系統(tǒng)結(jié)構(gòu)將發(fā)生變化。對(duì)全社會(huì)而言，發(fā)展可再生能源并非“免費(fèi)午餐”，也意味著長(zhǎng)期系統(tǒng)成本的上升。

隨著并網(wǎng)的可再生能源增多，其他機(jī)組利用率會(huì)下降，能使系統(tǒng)平穩(wěn)運(yùn)行、成本最小化的機(jī)組類型可能就會(huì)變化，比如從煤電變成天然氣，導(dǎo)致系統(tǒng)長(zhǎng)期電價(jià)水平上漲。

此外，可再生能源越來(lái)越多的系統(tǒng)，也是一個(gè)需要更加靈活、頻繁爬坡調(diào)節(jié)、 更多備用與輕資產(chǎn)的系統(tǒng)。

在德國(guó)，電網(wǎng)公司主要通過(guò)平衡服務(wù)來(lái)保證供需的平衡和穩(wěn)定的頻率。四家輸電運(yùn)營(yíng)商（ TSO），通過(guò)拍賣市場(chǎng)獲得平衡服務(wù)來(lái)保證本電網(wǎng)范圍內(nèi)的電力供需平衡。德國(guó)有三個(gè)電力平衡市場(chǎng)：主平衡市場(chǎng)（Primary Balancing Power Market ）、二次平衡市場(chǎng)（Secondary Balancing Power Market ）以及三次備用市場(chǎng)（Tertiary Reserve Power Market ）。這3個(gè)市場(chǎng)的區(qū)別主要在于反應(yīng)時(shí)間，分別為30s、5min和15min。每個(gè)市場(chǎng)的服務(wù)都包括正平衡服務(wù)和負(fù)平衡服務(wù)。

但近年來(lái)，雖然德國(guó)的可再生電源比例增加，其平衡服務(wù)的需求反而下降了。這主要是源于TSO之間的合作以及市場(chǎng)設(shè)計(jì)的修改。2009—2010年，四家TSO建立了共同平衡市場(chǎng)（Common Balancing Market ）。TSO都希望以最低的成本獲得平衡服務(wù)。而如果一個(gè)TSO需要的平衡服務(wù)是正向的，另外一個(gè)TSO的需求是負(fù)的，則平衡市場(chǎng)的效率將在一定程度上降低。更加有效率的市場(chǎng)是將幾個(gè)電網(wǎng)的控制區(qū)連接，避免不同TSO之間需要反向平衡服務(wù)。這種區(qū)域合作不僅可以在德國(guó)國(guó)內(nèi)，也可以擴(kuò)展到其他國(guó)家。2011—2014年，來(lái)自?shī)W地利、比利時(shí)、捷克、丹麥、德國(guó)、荷蘭和瑞士的TSO共節(jié)省了298TWh的正負(fù)平衡電量。

此外，2014年11月，德國(guó)在歐洲能源交易（EEX）平臺(tái)新增了15分鐘日內(nèi)市場(chǎng)，將交易時(shí)段變?yōu)?5分鐘，一天96個(gè)時(shí)段。通過(guò)更細(xì)致的調(diào)度運(yùn)行與靈活安排，過(guò)去幾年德國(guó)系統(tǒng)的備用需求在下降，而不是上升。

但可再生能源的額外平衡成本并不低。

德國(guó)北部負(fù)荷較低，該區(qū)域風(fēng)電多發(fā)的情況下，根據(jù)市場(chǎng)競(jìng)價(jià)形成的電力潮流將從北到南流，而發(fā)用電安排出現(xiàn)了越來(lái)越多物理調(diào)度不可行的情況。因此，系統(tǒng)需要額外的再調(diào)度（re-dispatch），而對(duì)應(yīng)的成本越來(lái)越高。2015年和2016年，德國(guó)因輸電阻塞造成的重新調(diào)度成本高達(dá)10億歐元/年，到2018年，再調(diào)度成本就接近15億歐元，電網(wǎng)再調(diào)度成本通過(guò)電網(wǎng)過(guò)路費(fèi)最終會(huì)分?jǐn)偟诫娏οM(fèi)者身上。

為了緩解阻塞，德國(guó)采取了其他替代方案，例如擴(kuò)大南北電網(wǎng)傳輸容量。原本2008 年德國(guó)制定獨(dú)立輸配電價(jià)后，初期由于加強(qiáng)監(jiān)管，輸配電價(jià)有所下降，從 2008 年的 5.9 歐分下降到 2009 年的 5.73 歐分，但之后為接入可再生能源，對(duì)電網(wǎng)進(jìn)行了大規(guī)模擴(kuò)建和改造，輸配電價(jià)呈上漲態(tài)勢(shì)，2017 年達(dá) 7.48 歐分。

此外，由于現(xiàn)貨市場(chǎng)價(jià)格是基于邊際成本的出清結(jié)果，部分固定投資成本較高的發(fā)電機(jī)組，特別是新能源發(fā)電機(jī)組無(wú)法從現(xiàn)貨市場(chǎng)中獲得足夠的收益維持經(jīng)營(yíng)。

在其他一些歐洲國(guó)家，通常是建立容量市場(chǎng)彌補(bǔ)固定投資成本，根據(jù)機(jī)組為系統(tǒng)提供的可用容量進(jìn)行補(bǔ)償，與發(fā)電電量無(wú)關(guān)，換言之，不是買電量，而是買發(fā)電服務(wù)。 但德國(guó)目前的發(fā)電容量已經(jīng)超配，能量市場(chǎng)雖然有缺陷，但引入容量市場(chǎng)也是一筆不小的開(kāi)銷。

本文部分內(nèi)容根據(jù)eo圓桌主題討論“高比例可再生能源下，德國(guó)電價(jià)機(jī)制及對(duì)終端消費(fèi)者影響”整理而成。主講人：張樹(shù)偉 德國(guó)能源轉(zhuǎn)型智庫(kù)Agora Energiewende高級(jí)顧問(wèn)