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德国电价迷思:市场充分竞争,电价不降反升

日期:2020-02-26    来源:南方能源观察

能源资讯中心

2020
02/26
10:00
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关键词: 德国电价 可再生能源 电力交易

  通常情况下,在市场充分竞争的条件形成后,能源已不再由少数大企业提供时,电价或天然气价格会因为激烈的竞争而趋于合理化,消费者应是最大的受益者。但在德国,实际情况却是在电力市场自由化之后, 近几年电价不降反升,相较于邻国更是高出许多。
  2018年底时, 德国销售电价水平处在世界最高行列,约为度电19.4 欧分(约 1.6 元/千瓦时,其中居民电价约度电29.2 欧分(约 2.4 元/千瓦时),大工业为度电11 欧分(约 0.9 元/千瓦时)。与之相比,法国居民用户平均电价是度电18欧分,欧盟整体平均电价是度电21.1欧分,德国电价水平高居全欧第二,仅次于丹麦。
  事实上,德国居民用户的电费负担,相比其可支配收入,在欧洲各国中处于中等水平。过去上涨幅度显著,10年间同比上涨了50%,主要源于可再生能源(EEG)附加 。一个四口之家年用电量3500度,约80欧元/月,相对在其家庭可支配收入(平均3400欧元/月)中的比重并不算过高。
  但由于可再生能源对系统参与者具有强烈的“再分配”效应,德国可再生能源发电装机比例从不到10%上升到40%的过程中,“赢家”是大工业与高耗能用户,而传统发电商、居民消费者与中小企业承担了大部分变化的成本。
  整体来看,德国大规模发展可再生能源的转型之路,是不断发现问题、解决问题,甚至解决了一个问题又产生新问题,然后再解决的过程。在这期间,伴随着大量能源系统参与者的利益“再分配”,而改革的代价最终需要电力用户来负担。
  电价中的高比例附加税费
  从结构来看,德国电价主要由竞争性市场价格、电网费(主网和配网)、税费、 可再生能源附加费等构成。但在终端电价中,涉及市场竞争的部分并不占据决定性地位。居民和小型工商业用户需要支付的税费与附加比例更高,可达总体电费的75%。
  在竞争性电力市场,德国每年交易的电力约500 TWh。其中,20%发生在交易所,80%为场外合同。可再生能源交易比重约为40%,有约80%是直接交易。2018年批发市场平均价格约为45欧元/兆瓦时。
  德国批发市场中的现货市场交易由欧洲电力交易所负责组织,日前交易量占 89%,日内交易量占 11%,交易周期从 15 分钟到 1 小时不等。期权、期货交易由欧洲能源交易所负责组织,包括 1 年期、2 年期、3 年期和 4 年期及以上,其中 1 年期占到交易电量的 59%。电力市场竞争程度提高,使发电环节电价由 2009 年的度电 8.4 欧分下降到了目前的 5.6欧分。
  而这主要归因于优先次序效应(merit-order effects),即随着规模的扩大,风能和太阳能发电的边际成本要小于传统能源发电机组,当风电、光伏等发电设施安装完毕后,边际成本,即发电价格反映的只是设备运营成本。这时,新能源电源会拉低电价水平。此外,光伏发电量在一天中午达到顶峰,而这个时间段与一天中用电高峰时段吻合,供需平衡甚至供过于求也降低了一天中的电价。因此,现货市场交易中,负电价的时刻越来越多。
  2008—2015年,德国电力批发市场现货价格下降近50%,但在2016—2018年则有所反弹,其反弹也是多种因素作用的结果。其中,天气及气候变化是一大主因。近年来,夏季北半球的高温导致欧洲大陆风力减少,风力发电量大幅降低,远低于往年同期的发电水平。而高温也导致各地电力需求猛增,电力供需不平衡是推动欧洲主要电力市场价格居高不下的主要原因。
  除气候等因素外,用于发电的其他主要燃料价格也有不同幅度的上涨,包括天然气、硬煤价格的上涨都推高了电力价格。此外,近两年来,欧洲的碳价从每吨5欧元上涨到每吨20欧元,这使得燃煤电厂的成本更高,运营成本的增加导致电力批发市场价格上升。
  同时,频繁出现的负价格信号也无法均衡地传递给消费者。这是由于德国每度电电费中,电网费和可再生能源附加费两者合占超过45%的比例,另外还有销售税、电力税、特许权费用、离岸责任费用、热电联产厂附加费以及工业行业电网费用回扣等。其中,可再生能源附加费(EEG)是按《可再生能源法》规定,在电费中必须缴纳的可再生能源电力税,以供政府促进可再生能源产业的发展。
  2007年,度电电费中必须缴纳0.8欧分的可再生能源附加费,这项费用到2019年涨到了6.41欧分,2020年居民用户缴纳的附加费更要涨到8.04欧分。
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  数据来源:德国能源和水业协会(BDEW)
  工商业电价减免税费:中小型企业依然“受苦”
  而对工业用户来说,德国以年耗电量24GWh为界,超过此耗电量的用户享受可再生能源电价附加豁免,低于24GWh的则需承担。
  根据德国能源和水业协会(BDEW)的数据,工商业企业用电量占德国用电总量的74%,工业用电占该国用电量的47%。不过,能源成本的影响在不同领域之间差异很大。欧盟数据显示,从事电子产品或汽车生产的公司仅将其总支出的1%用于能源,而生产水泥、纸张、玻璃、钢铁和基础化学品的能源密集型公司,这一份额平均在3%至20%之间 。例如,电力约占铝生产总成本的50%,纸张的13%,钢铁的10%,因此,铝、基本化学制品、纸张和钢铁的生产商对电价特别敏感。由于免去了可再生能源附加费、特许权征收费及电力税费,这些大工业高耗能用户得以享受相对低廉的工商业电价。
  不同公司享受的税费免减额度也有很大差异。交易方式、消费电量的多寡、何时用电、需求特性、与负荷地的距离,以及是否连接高压、中压或低压电网等等因素,都会对用户最终支付的电费有所影响。即使都是大工业用户,需要支付的电费也有较大差异。BDEW的数据显示,2018年,一家大型能源密集型公司每年用电量为1亿千瓦时,根据免税额,其缴费范围为5.1欧分/千瓦时至17欧分/千瓦时。
  另一方面,中小型工商业用户对德国的高昂电价叫苦不迭。许多公司付出了相对较高昂的价格。德国众多的中小企业通常由家族所有,是其国家工业供应链重要的一环,而这些中小型用户和大工业用户之间的电费价差显著。如下图所示:
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  发展可再生能源不是“免费午餐”
  2019 年,德国燃煤发电约占总发电量的 28.2%,可再生能源发电占 40.1%。风能和太阳能是德国能源转型中最重要的可再生能源。德国的目标是,2030 年以前温室气体比 1990 年减少至少55%,2022 年前关闭所有的核电站,2038年全面退煤,2050年提供安全的、可负担的、环保的能源,但随着大规模可再生能源的并网,系统结构将发生变化。对全社会而言,发展可再生能源并非“免费午餐”,也意味着长期系统成本的上升。
  随着并网的可再生能源增多,其他机组利用率会下降,能使系统平稳运行、成本最小化的机组类型可能就会变化,比如从煤电变成天然气,导致系统长期电价水平上涨。
  此外,可再生能源越来越多的系统,也是一个需要更加灵活、频繁爬坡调节、 更多备用与轻资产的系统。
  在德国,电网公司主要通过平衡服务来保证供需的平衡和稳定的频率。四家输电运营商( TSO),通过拍卖市场获得平衡服务来保证本电网范围内的电力供需平衡。德国有三个电力平衡市场:主平衡市场(Primary Balancing Power Market )、二次平衡市场(Secondary Balancing Power Market )以及三次备用市场(Tertiary Reserve Power Market )。这3个市场的区别主要在于反应时间,分别为30s、5min和15min。每个市场的服务都包括正平衡服务和负平衡服务。
  但近年来,虽然德国的可再生电源比例增加,其平衡服务的需求反而下降了。这主要是源于TSO之间的合作以及市场设计的修改。2009—2010年,四家TSO建立了共同平衡市场(Common Balancing Market )。TSO都希望以最低的成本获得平衡服务。而如果一个TSO需要的平衡服务是正向的,另外一个TSO的需求是负的,则平衡市场的效率将在一定程度上降低。更加有效率的市场是将几个电网的控制区连接,避免不同TSO之间需要反向平衡服务。这种区域合作不仅可以在德国国内,也可以扩展到其他国家。2011—2014年,来自奥地利、比利时、捷克、丹麦、德国、荷兰和瑞士的TSO共节省了298TWh的正负平衡电量。
  此外,2014年11月,德国在欧洲能源交易(EEX)平台新增了15分钟日内市场,将交易时段变为15分钟,一天96个时段。通过更细致的调度运行与灵活安排,过去几年德国系统的备用需求在下降,而不是上升。
  但可再生能源的额外平衡成本并不低。
  德国北部负荷较低,该区域风电多发的情况下,根据市场竞价形成的电力潮流将从北到南流,而发用电安排出现了越来越多物理调度不可行的情况。因此,系统需要额外的再调度(re-dispatch),而对应的成本越来越高。2015年和2016年,德国因输电阻塞造成的重新调度成本高达10亿欧元/年,到2018年,再调度成本就接近15亿欧元,电网再调度成本通过电网过路费最终会分摊到电力消费者身上。
  为了缓解阻塞,德国采取了其他替代方案,例如扩大南北电网传输容量。原本2008 年德国制定独立输配电价后,初期由于加强监管,输配电价有所下降,从 2008 年的 5.9 欧分下降到 2009 年的 5.73 欧分,但之后为接入可再生能源,对电网进行了大规模扩建和改造,输配电价呈上涨态势,2017 年达 7.48 欧分。
  此外,由于现货市场价格是基于边际成本的出清结果,部分固定投资成本较高的发电机组,特别是新能源发电机组无法从现货市场中获得足够的收益维持经营。
  在其他一些欧洲国家,通常是建立容量市场弥补固定投资成本,根据机组为系统提供的可用容量进行补偿,与发电电量无关,换言之,不是买电量,而是买发电服务。 但德国目前的发电容量已经超配,能量市场虽然有缺陷,但引入容量市场也是一笔不小的开销。
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