●孫啟星 楊彪 李司陶

今年以來，國際一次能源價格飆漲，導致國外電力價格明顯上漲。筆者首先對國外一次能源價格變化情況進行梳理，分析一次能源價格變化原因，結(jié)合一次能源價格變化分析國外電價變化情況，并對我國目前情況給出相關建議。

國外能源電力價格上漲最新情況

今年國際一次能源價格快速上漲。10 月底國際主要市場煤炭、石油、天然氣價格分別為2020年同期的1.7倍、2.6倍、6.3倍。與此同時，國外主要國家電力價格也有較大幅度上漲。

煤炭價格

國際煤炭價格自今年初以來持續(xù)上漲，10 月初達到最高值后逐步下降。11 月1 日,澳大利亞紐卡斯爾港動力煤價格約850 元/噸（按當日匯率折算，下同）,比2020 年同期上漲約1.7 倍，但也較10 月5 日最高值（1739 元/噸）大幅回落。

天然氣價格

國際天然氣價格年初小幅下降后持續(xù)走高，10 月以來略有下降，但仍遠高于往年水平。以荷蘭TTF 天然氣價格為例，10 月29 日達到6.3 元/立方米，為2020 年同期價格1 元/立方米的6.3 倍；10 月14 日曾達到近期最高值7.4 元/立方米。美國能源信息署（EIA）預計，今冬明春美國民用天然氣價格將上漲30%（見圖1）。法國政府宣布，自今年10 月至明年4 月凍結(jié)天然氣銷售價格。

石油價格

石油價格自今年初以來持續(xù)上漲，但漲幅不及煤炭、天然氣。以布倫特原油期貨價格為 例，2021 年11 月1 日 漲 至542.1 元/桶，為2020 年同期240 元/桶的2.6 倍；基本接近今年最高值（見圖2）。

電力電價

批發(fā)價：美國PJM 市場10月22 日日前交易價較2020 年同期上漲153%；英國9 月日前平均成交價達1.668 元/千瓦時，為2020 年同期的4.3 倍；9 月，德國、法國在北歐電力交易所日前平均交易價分別為0.956 元/千瓦時、1.007 元/千瓦時，約為2020 年同期的2.9 倍，10 月仍保持上漲態(tài)勢（見圖3）。

用戶價：西班牙電價連續(xù)刷新紀錄，普通家庭上半年月均電費支出達530 元，較2020年同期上漲23%；英國監(jiān)管機構(gòu)Ofgem 在10 月上調(diào)居民用電價格上限，年均電費至少增加1230 元，漲幅12%；日本連續(xù)第三個月上調(diào)電價，普通家庭月均電費支出達419 元，上漲約17%；意大利今年第四季度用戶電費將上漲40%，一戶普通家庭每年要額外負擔1834 元電費支出。

國際一次能源價格上漲原因

國際一次能源價格上漲主要有兩方面原因：

圖1 美國亨利港(藍色)、荷蘭TTF(紅色)天然氣期貨價格

圖2 布倫特原油期貨結(jié)算價

圖3 國內(nèi)外上網(wǎng)電價變化情況

第一，能源供需緊張導致價格上漲。今年以來國際疫情形勢好轉(zhuǎn)，國外工廠復工復產(chǎn)促使能源需求增大；疊加一次能源產(chǎn)量不及預期，導致一次能源價格因供需緊張而上漲。

在供給方面，對于煤炭，澳大利亞、南非、哥倫比亞等一些煤炭主要出口國受暴雨等極端天氣、勞工短缺、運輸能力不足等問題影響，煤炭產(chǎn)量及出口量減少，進一步加劇了全球煤炭供應緊張的局面。對于天然氣，2020 年受疫情沖擊，全球化石能源投資同比下降26.4%，幾乎沒有新增液化天然氣出口項目獲批；今年歐洲地下儲氣庫（UGS）的儲氣率低，9 月底儲氣負荷水平僅為75%；俄羅斯供給歐盟管道氣受烏克蘭地緣政治及本國天然氣儲量不足影響，導致對增加供給歐洲天然氣的意愿不足。對于石油，中東產(chǎn)油國組織（OPEC）在2021 年初減少原油產(chǎn)量，近期原油增產(chǎn)速度緩慢。

在需求方面，一是今年以來發(fā)達經(jīng)濟體大規(guī)模接種新冠疫苗，經(jīng)濟活動逐步恢復，帶動能源需求較快增長；二是受“拉尼娜”現(xiàn)象影響，各國囤積燃料應對可能到來的寒冬，從而導致需求增大；三是歐洲北海整體夏秋季風力不足，風電出力低于常年均值，可再生能源無法提供穩(wěn)定可靠的電力供給，造成電力系統(tǒng)依靠一次能源供給電能的比例增大。

第二，近兩年美國量化寬松貨幣政策，疊加美國疫情財政刺激法案，導致資金流動性充裕。美聯(lián)儲和美國財政部自2020 年推出的經(jīng)濟刺激方案，相當于在16 個月向市場投放了31 萬億美元的流動性，從而推高了煤炭等大宗商品價格。本輪大宗商品CRB 指數(shù)上漲80%，遠高于2008 年為應對次貸危機采取的量化寬松貨幣政策帶來的20%增幅；此外，寬松的貨幣政策、全球經(jīng)濟預期向好等推升了全球期貨交易的活躍度，金融市場短期炒作也對能源價格上漲具有顯著的放大效應。然氣價格大幅上漲并疊加二氧化碳價格的影響，導致發(fā)電成本上漲推高批發(fā)市場價格。

批發(fā)電價向用戶側(cè)傳導

一次能源發(fā)電成本計入批發(fā)電價后，可通過多種渠道向用戶側(cè)傳導。國外發(fā)電成本傳導機制分析

由于一次能源價格大幅上漲，導致各國發(fā)電成本相應上漲。國外電價機制中，發(fā)電成本通過批發(fā)市場、零售市場逐級向用戶傳導，導致用戶價格上升。但同時也存在政府采取干預措施，對居民用戶價格進行管制。

發(fā)電成本向批發(fā)電價傳導

國外相對健全的電力市場機制，可確保一次能源發(fā)電成本在批發(fā)電價中充分反映。以歐洲為例，燃氣發(fā)電量占比約為20%，既是主力電源，一般也是批發(fā)市場的邊際出清機組，天然氣價格上漲將直接推高批發(fā)電價。如圖4 所示，德國基本負荷合同電價多年來與燃氣發(fā)電成本密切相關，今年以來，由于天

一是“批發(fā)+零售”途徑，即由售電商代理購電。售電商一般定期調(diào)整零售價格，或在合同中約定按照購電價的一定比例確定零售價，進而將發(fā)電成本向終端用戶傳導。以英國為例，居民用戶電力零售套餐可分為三類：第一類是固定資費，通常在一年之內(nèi)保持不變，不受批發(fā)價格影響，但用戶不得中途更改套餐或更換售電商，否則需要繳納退出費,該費率一般較高；第二類是可變資費，用電價格會隨批發(fā)市場價格變化，用戶可隨時更改套餐或更換售電商；第三類是綠色資費，售電商承諾電力百分之百來源于可再生能源，但費率相對較高。

二是“單一批發(fā)”途徑，即由大用戶直購電。一次能源發(fā)電成本可通過順價方式直接向終端用戶傳導。

圖4 德國基荷交易電價與氣電成本、氣價及碳價的關系

三是“管制”途徑，即政府對用戶側(cè)電價實施管控。通常采取直接調(diào)整用戶電價上限的方式疏導快速上漲的一次能源發(fā)電成本。近日，英國、日本調(diào)整居民用戶價格就屬于此類。

政府對用電價格進行管控

為避免用電價格大幅上漲影響用電秩序，各國對用電價格普遍采取上限管控。英國于2018 年通過了《居民燃氣與電力資費上限法》，授權(quán)Ofgem對能源零售市場中的默認資費實施價格上限管制，以保護約53%的居民用電免受批發(fā)電價波動的影響。澳大利亞2019 年7 月開始在部分區(qū)域?qū)嵤澳J市場報價”機制，限制“持續(xù)電價合約”用戶的年度電費上限，防止用戶支付過高的電費，同時鼓勵售電商更高效地參與市場競價。

圖4 德國基荷交易電價與氣電成本、氣價及碳價的關系

我國近期煤炭價格及電力價格情況分析

煤炭價格

今年以來，國際大宗商品價格大幅上漲，我國煤炭市場價格大起大落，尤其下半年以來明顯上漲。10 月初，5500 大卡煤炭期貨結(jié)算價突破2000 元/噸。

分析來看，今年我國煤炭市場價格持續(xù)上漲主要有以下兩方面原因：

一是電煤需求比較旺盛，但產(chǎn)量增速不及預期，導致供需緊張推高價格。今年以來，我國宏觀經(jīng)濟持續(xù)穩(wěn)定恢復，煤炭消費量快速增長，前9 個月煤炭消費量較同期有較大增長。前三季度，煤炭企業(yè)在確保安全的前提下，全力以赴挖潛增產(chǎn)，持續(xù)做好煤炭增產(chǎn)保供工作，有關部門加快推進煤礦手續(xù)辦理和產(chǎn)能核增，部分具備增產(chǎn)潛力的優(yōu)質(zhì)煤炭產(chǎn)能陸續(xù)釋放。不過，在安全、環(huán)保等環(huán)節(jié)監(jiān)管制約下，全國煤炭產(chǎn)量增速不及預期。煤炭產(chǎn)量增速不及煤炭消費量增速，導致供需緊張（見表）。

二是電煤中長期合同覆蓋面不足。電煤中長期合同在我國煤炭市場中發(fā)揮著“穩(wěn)定器”和“壓艙石”的作用。2021 年，我國已匯總的電煤中長期合同量約12.5 億噸，只占到我國電煤消費的50%左右，電煤中長期合同的“壓艙石”作用有待進一步加強。

電力價格

10 月11 日，國家發(fā)改委印發(fā)《關于進一步深化燃煤發(fā)電上網(wǎng)電價市場化改革的通知》，四項重要改革措施是：有序放開全部燃煤發(fā)電電量上網(wǎng)電價，擴大市場交易電價上下浮動范圍，推動工商業(yè)用電全部進入市場，保持居民、農(nóng)業(yè)、公益性事業(yè)用電價格穩(wěn)定。其中，燃煤發(fā)電市場交易價格可以基準價為基礎，上下浮動原則上不超過20%，高耗能行業(yè)市場交易電價上浮不受限制。

據(jù)測算，若與工商業(yè)用戶交易的煤電上網(wǎng)電價全部按照“基準價+上浮20%”執(zhí)行，預計燃煤發(fā)電電量上網(wǎng)電價將從0.361元/千瓦時增至0.454 元/千瓦時，上漲0.093 元/千瓦時，漲幅25.7%。其中，2020 年 未 參與直接交易的煤電電量（占比約25.8%）將上漲0.076 元/千瓦時，漲幅20%；2020 年已參與直接交易的煤電電量（占比約74.2%），要先補回前期直接交易降價約2.3 分/千瓦時，將上漲0.099 元/千瓦時，漲幅27.8%。

總的來看，此次煤電價格上浮可在一定程度緩解煤電企業(yè)經(jīng)營困難，但不能扭轉(zhuǎn)煤電企業(yè)大規(guī)模虧損的局面。按本次煤電上網(wǎng)電價較2020 年均價上漲0.093 元/千瓦時考慮，可覆蓋電煤價格上漲約310 元/噸（含稅價，下同），無法完全覆蓋9月較2020 年電煤價格漲幅（約350 ～450 元/噸）。此外，上網(wǎng)電價上浮可使部分煤電企業(yè)“有錢買煤”，緩解現(xiàn)金流緊張和短時的經(jīng)營困難。但由于區(qū)位因素、煤炭來源、運輸條件等差異，部分地區(qū)煤電企業(yè)燃料成本仍將處于高位，陷入“越發(fā)電越虧損”的窘境。

表 2021 年5~9 月煤炭產(chǎn)量和消費量情況

綜上所述，一方面，由于國外疫情逐步好轉(zhuǎn)導致一次能源需求加大，反觀一次能源生產(chǎn)增速不足，導致供需緊張推高其價格；另一方面，由于國際市場資金流動性充裕，進一步推高煤炭、天然氣等大宗商品價格。

國外電力市場中，由于一次能源價格上漲成本直接傳導到市場，市場中電力價格上漲明顯，部分價格上漲傳導到用戶側(cè)，導致用戶用能成本飆升。

對我國而言，11 月初的煤炭能源價格較10 月明顯下降，體現(xiàn)了政府調(diào)控的強有力作用。隨著放開煤電進入市場，我國電力價格將更靈敏地反映一次能源對電價的影響情況。

未來，仍需關注煤炭價格調(diào)控，及時建立機制保障煤炭價格穩(wěn)定。可嘗試通過在煤炭價格過高時征收“暴利稅”，或建立煤電價格上限管控機制，從而保障煤炭價格相對穩(wěn)定。