宏觀策略專題報告：歐洲電價改革前瞻1.歐洲目前電力定價機制及近期供需矛盾現階段，歐洲電力定價機制（批發電價）為邊際定價系統。歐盟成員國當前的電力定價機制（批發電價）為邊際定價系統，即所有發電機在給定時期出售電力的價格相同，且價格根據該時期成交的最昂貴的電力價格而定：首先，發電廠根據邊際成本確定電力價格，例如可再生能源以零邊際成本生產，因此其電力價格最便宜，而天然氣邊際成本較高，其電力價格較為昂貴；其次，電力從最便宜的能源到最昂貴的能源依次競標，最便宜的電力首先被購買，接下來的報價緊隨其后，一旦全部電力需求得到滿足，電力價格以最后一個被購買的電力價格為準，即當前時刻最昂貴的價格——往往是燃氣電廠的電力價格。該定價機制的優勢在于，可再生能源會被市場優先交易；后續燃煤、燃氣電力會由于供給過多而達到飽和，導致產量和價格隨之下降，最終壓降總發電成本。如果能源需求上升或電力供給收縮，更昂貴的燃煤、燃氣發電廠被啟用，更高邊際成本的發電廠決定最終電價，那么其他能源商將受益于高價，低成本可再生能源發電項目的利潤率將提升，這有助于激勵綠色能源的發展。短期供需矛盾大幅推升電價。在供給端，自2月俄烏沖突以來，俄羅斯輸往歐洲的天然氣流量逐步削減。從主要天然氣供應線路——“北溪”管道的天然氣供應來看，6月，俄羅斯減少了60%的“北溪-1”天然氣供應；

7月，供應進一步降至約20%，并減供或部分切斷了通往法國、德國、拉脫維亞等國家天然氣；8月31日，俄通過“北溪-1”管道向歐洲進行的天然氣供應已暫停，并宣布將進行為期四天（8月31日-9月3日）的維護；9月2日，俄宣布北溪一號天然氣管道將無限期關閉。根據STATISTA數據，在歐盟一次能源結構中，石油、天然氣合計占比約60%，其中天然氣占比約為24%，且主要依賴進口。2021年，歐盟消耗天然氣3970億立方米，進口依賴率達83%，俄羅斯是主要的進口國，俄氣占歐盟進口天然氣的39%，達1550億立方米，其中“北溪-1”管道年輸送量又超過俄氣輸送總量的三分之一。在俄氣供給收縮的情況下，被視為

“歐洲天然氣價格風向標”的荷蘭TTF天然氣即月期貨合約結算價在8月底連續多日創歷史新高，一度超過300歐元/兆瓦時，較去年同期上漲超6倍。高溫干旱壓降了水電、核電供給。入夏以來，歐洲高溫、干旱等極端氣候頻發，歐盟氣候監測機構8月的報告顯示，歐洲局部地區遭遇持續高溫熱浪天氣，大部分地區7月經歷的干旱高于平均水平，60%以上的歐盟土地面臨干旱警告，西歐地區突破了局部降水最低紀錄，一些地區觀測到了有史以來最高氣溫，并遭遇嚴重干旱；歐洲一些地區的水庫儲水量非常低，無法滿足供水需求；諸多主要河道水位明顯下降，并影響到了運輸及水電，水力發電量大幅下降20%，例如意大利北部地區的主要河道已完全干涸，且盡管8月底的降雨讓河流水位上升40厘米，該地區的水力發電仍受到影響。全球最大的核電站運營商法國EDF公司也在8月發出警告，由于高溫熱浪天氣，公司將進一步削減核反應堆的發電產出。短期供需矛盾的激化導致電價飆升。但由于化石燃料在歐盟能源結構中的占比較高，且大部分從第三國進口，意味著歐盟電價非常容易受到能源價格波動的影響。今年以來，俄氣斷供疊加高溫干旱導致的水電、核電供給收縮及電力需求增長，致使價格飆升的天然氣決定了市場的電價，導致電價失控上漲。截至8月底，德國、法國的電價已接近歷史最高水平，德國2023年交付的電力交易價格已達1050歐元/兆瓦時；法國2023年交付的電力合同價格也超過了1000歐元/兆瓦時的水平。2.歐洲批發電價對零售電價的傳導歐洲電力市場化改革較為充分，售電側的市場競爭加高，目標在于實現競爭性價格、優質服務、供電可靠安全性及推動能源低碳轉型。電力供應商（也稱為售電商或零售商）作為售電市場主體參與售電競爭，能夠自由出入售電市場，而客戶端也擁有較為充分的供應商選擇權。售電商的核心業務是購、售電交易，以及向電力消費者提供增值服務，其購買電力的主要途徑就是電力批發市場，它可以在電力批發市場和電力終端市場中起到連接作用。對于歐洲的電力終端消費者，零售電價普遍由三部分構成，包括售電方的電力批發供應成本、輸配電費以及政府稅費，其中電力供應成本就包括了電力供應商以電力批發價格購買電力的成本、運營成本、提供增值服務等其他成本及利潤。按照電力的終端消費者不同，零售電價可以分為工商業電價和居民電價。從歐盟公布的數據來看，零售電價呈現出以下兩個特點：第一，居民電價與工商業電價的結構差異有所縮小。歐盟統計局數據顯示，截至2021年底，歐盟居民（householdconsumer，即家庭消費者）電價為0.2369歐元/千瓦時，非居民（non-householdconsumer，定義為每年耗電量在500-2000兆瓦時之間的非家庭消費者，用以代表工商業用戶電價）電價為0.1445歐元/千瓦時。2008年以來，歐盟居民電價始終高于非居民電價，二者比值在1.6-1.9之間波動，其中在2019年以前二者比值逐步上升，2018年末達到1.9的高點后有所下降。從電價的結構來看，截至2021年底，歐盟居民電價中政府稅費占比約36%，電力批發供應成本、輸配費的占比約64%；非居民電價中政府稅費占比約28.6%，電力批發供應成本、輸配費的占比約71.4%。2008年以來，政府稅費在居民電價中的占比始終高于非居民電價，但二者差異趨于縮小，已由2008年初的17.4個百分點，在2021年一度降至5個百分點以內。第二，疫情以來，電力批發供應成本和輸配費驅動零售電價加速上漲。在居民電價成本分解后，可以觀察到，2020年以前歐盟居民電價長期緩慢上升，其中政府稅費的占比也在逐步提升，比值一度超過40%，而剔除稅費后的居民電價變動較小，反映出電價上漲主要受政府稅費推動，這與大部分國家在此期間實行的能源轉型政策相關；2020年以后，居民電價上漲斜率提升，主要驅動力量是電力批發供應成本和輸配費的增長，而政府稅費占比明顯下降。由于歐洲不同國家電力市場的戰略措施、配套政策和激勵機制等存在差異，零售電價的構成也存在一定的差別：德國：居民電價主要由電力供應成本、過網費、增值稅、經營許可費、可再生能源附加費以及電力稅等構成，除去電力供應成本和過網費后，截至2020年，各項稅費占比之和約為51%，處在較高水平，同時也推動德國電價處在歐洲較高水平，背后原因在于：第一，德國的可再生能源政策提高了稅費占比。2000年，德國通過了第一部《可再生能源法》，其中規定風能、太陽能和生物質能等發電優先入網，可再生能源上網政策得以推廣實施；2009年，隨著綠色補貼額度不斷擴大、財政負擔加重，德國政府新修訂的《可再生能源法》規定，居民和企業需繳納一定比例的可再生能源附加費，以進一步大力推動可再生能源的投資和發展，這也直接推動了電力價格的大幅上漲，可以看到在2020年德國居民端零售電價中，可再生能源附加費占比達到了21%。第二，盡管德國售電市場競爭充分，但在發電側依然是壟斷競爭格局。德國發電市場是“4+N”

格局，四大發電公司無論是發電量還是裝機量占據了全國超過70%的市場份額，這也導致電價難以降低。法國：法國居民電價主要由發售電成本、輸配電費以及政府稅費共同構成，截至2019年，發售電成本占比約為36%，輸配電費占比約為29%，政府稅金占比約為35%。在2022年前，法國居民電價長期低于歐盟平均水平，在發達國家中也屬于偏低水平，得益于法國以核能為主的電力能源結構，例如2021年法國核電發電量占比處在70%左右。在邊際成本定價機制下，較大的核能發電拉低了整體電力價格。但在今年部分極端情況影響下，高溫熱浪導致核電供應收縮，疊加天然氣價格飆升，法國電價也顯著上漲。英國：居民電價主要由發售電成本、輸配電費、環境稅以及增值稅等共同構成，其中發售電成本占到大頭，截至2019年，發售電成本占比約58%，輸配電費占比約為20%，環境稅占比約為11%，增值稅占比約為5%。英國電價接近歐洲平均水平，特點在于稅費占比較低，得益于2010年以來英國政府在其他方面所實行的有效的能源轉型政策，包括強化碳排放的管控政策、對扶持的新能源技術路線引入差價合約及相應的競標機制、建立容量市場等。3.歐洲干預電價的四種潛在方案針對當前電價上漲，歐盟有可能會采取干預措施，目前收集到的潛在政策方案可大致歸為四類，包括：設臵天然氣價格上限、分拆市場、削減需求以及“劫富濟貧”。方案一：設定天然氣價格上限。在具體操作上，基于歐盟當前的邊際成本定價機制，批發電價由天然氣價格決定，那么干預電價可以通過限制用于發電的天然氣價格來實現，給予天然氣供應方相應的財政補貼，彌補限價與實際價格之間的差價，財政補貼的資金來源則是對受益于該機制的買家征稅。此方法最先由西班牙、葡萄牙政府在今年5月份共同制定提出，并于6月份獲得歐盟委員會審批通過。另外還有國家提出，直接對進口于俄羅斯的天然氣設臵價格上限，旨在削減俄羅斯出售燃料的收入。從影響來看，此方法將直接作用于歐洲電力批發價格，優勢在于可以最快地、以成本較低的方式，使得電價與天然氣價格脫鉤，從而對電價進行直接有效的干預。但該方法的劣勢也較為明顯，價格設限后或將激勵燃氣電廠燃燒更多天然氣，違背電價機制鼓勵綠色能源的目的，并且對于已經進行了天然氣套期保值的電力企業和用戶是不公平的。從該政策在西班牙近兩個月的實施效果上來看，相應影響也得到了印證，盡管電價上漲受到了一定抑制，但也造成了國內天然氣消耗量的大幅上升。而若僅針對俄羅斯出口的天然氣設臵價格上限，則更類似于一種制裁措施，現階段在面對俄羅斯收縮供給的背景下，作用極為有限。總體來說，盡管該方法可以在短期有效抑制住飛速上漲的電力批發價格，但是帶來的化石燃料燃燒增多違背了歐盟長期以來的能源轉型路線，或難以被采納。方案二：分拆市場。在具體操作上，類似于將燃氣類發電廠簡單地排除在定價體系之外，分拆成第二個獨立的市場，使得可再生能源發電價格與天然氣價格脫鉤；或將發電機組報價由低到高的順序確定后，根據匹配機制，每個機組根據自身電力價格進行成交，即“一機一價”，其他能源類型所產生電力的價格將不受天然氣價格影響。從影響來看，該方法也將直接作用于批發電力價格，優勢在于電力價格將迅速下降，但該方法將重塑當前的電力定價體系和匹配系統，整體實行成本較高，且長期來看，當各能源種類單獨計價，由于可再生能源邊際成本較低，發電的利潤率被大大壓制，這也將損害歐盟對于綠色能源的推廣。考慮到實施成本以及對于綠色能源推廣的負面作用，該方案被采納的概率或同樣較低。方案三：削減電力需求。在具體操作上，歐盟委員會可以為各成員國設定電力需求的削減幅度，各成員國根據自身用電量，來對國內一些非必要的電力使用設臵強制性或自愿性的停止要求，例如商店等公共場所的能源消耗、辦公場所的能源消耗等。從影響來看，基于歐盟的市場化定價體系，削減需求勢必可以有效降低當前高企的批發電價，然而電力使用下降為居民帶來的生產生活上的不便，以及生產效率下降對經濟帶來的潛在負面影響也不容忽視。另外，對于該方案應當設為強制要求還是自愿遵從，各成員國的意見也難以統一。因此，我們認為削減電力需求或可成為一種短期的輔助手段，僅針對某些非剛性電力需求進行小范幅度削減，但對電價帶來的抑制效果有限。方案四：劫富濟貧（即對除天然氣以外的發電商設臵收入上限或征收“暴利稅”）。在具體操作上，基于當前的歐盟電力統一定價體系，非天然氣電力企業受益于天然氣價格上漲，以較低的邊際成本得到豐厚利潤。此方案針對受益于電價飆升的非天然氣企業，征收“暴利稅”（類似一種“超額利潤稅”、“超額收入稅”），或直接設臵收入上限，并規定上繳超額收入。相關財政收入可以有多種用途，包括直接針對下游的終端電力消費者如居民、工商戶等進行補貼，可以直接、定向緩解電價上漲帶來的成本壓力；還可以補貼中游電力供應商，可以有效降低終端零售電價，同時加快資金向上游發電商的回流，以促進新增電力供應；或是用于大力發展清潔能源，加大上游可再生能源發電的供給，從而將成本較高的燃氣發電擠出需求區間，不過需要考慮項目建設對下游零售電價的傳導存在一定時滯，這種做法或許更適用于天然氣發電占比較低的國家，因為在電力供給擴大后，他們對于高價天然氣發電的擠出更為容易，從而利于達到限制電價的目的。從影響來看，該政策可以在不改變當前電力定價體系的情況下，以較低成本實現利益的結構性調節，實現電力市場利益的再分配，以彌補當前歐盟電力定價體系在極端情況下的缺陷。根據不同的政策目標，政府對于“暴利稅”（或上繳的超額收入）資金的使用方法不同，該政策可以達到不同的政策效果。綜合考慮四類方案的實施難度和實施效果，短期來看，方案四為主、方案三為補充，或有更大概率被采納，一方面在總量上通過控制需求防止電價進一步上漲，另一方面在結構上通過“劫富濟貧”對電力市場進行利益調節，彌補當前定價體系的局限性，充分體現政策實施的靈活度，并且配套針對電力市場上、中、下游的加大清潔能源建設、補貼電力供應商以降低零售電價、直接補貼電力終端消費者等措施。4.其他國家和地區干預電價的政策措施自1978年美國電力體制改革開始，眾多西方國家紛紛開展電力市場化改革，以完全的市場化作為目標，徹底放棄了政府對電力市場的管控。但是，美國和英國在進行電力市場化的同時，在電價上干預依舊執行干預政策，實施價格規制。美國的收益率規制制度。收益率規制（RateofReturnRegulation）曾經是美國主要的規制形式，該方法通過限制企業資本投資收益率的方式，禁止企業獲取超出合理收益率以上的利潤。該方案于1877年穆恩訴伊利諾伊斯案（Munnv.Illinois）中首次明確，并于1898年最大運費案中逐步建立。初期用于規制美國鐵路公司的市場勢力，后逐步延伸至電力行業，用于規制輸配電價。到20世紀后期，隨著價格上限規制的出現，收益率規制應用區域明顯縮小，但現階段仍有少量州繼續實施收益率規制制度。英美價格上限規制制度。價格上限規制由英國財政部經濟學家StephenLittlechild于1983年發表的報告《對英國BT私有化后利潤的規制》中提出。與收益率監管不同，價格上限規制通過對被規制企業的產品或服務的價格設臵上限，禁止價格超過上限的一種規制方法，以保護消費者。該制度與1990年應用于英國的電力行業。目前，價格上限規制由英國能源監管機構（OFGEM）負責定期公布并對市場價格，并對市場內的供應商進行監管，是英國市場最為成熟的價格管制政策。2022年2月和8月，OFGEM就審查了英格蘭、蘇格蘭和威爾士的供應商可以向這些客戶收取夏季和冬季費用的最高費率。（北愛不實施價格上限規制）由于俄烏沖突帶來的能源危機，為應對價格波動，英國政府將公布周期由半年公布調整為季度公布。雖然OFGEM依然在進行監管維持價格上限制度，但是已經不得不采取漲價措施，設臵新的價格上限，以維持電力市場平衡。1989年，美國在通信領域引入了價格上限規制制度，隨即在全美迅速普及，逐漸替代了收益率規制制度，并應用于電力市場中。根據美國聯邦能源管理委員會（FERC）的官方公告，近年來，美國在電力領域實施了一系列價格規制政策。例如在2002年7月，針對加州能源危機，FERC為加州獨立系統運營商公司（CAISO）設臵了250美元/MWh的投標上限和250美元/MWh的價格上限；在2011年4月，西部電力協調委員會（WECC）范圍內的軟能源價格上限被逐漸提高到1000美元/MWh；在2016年，要求市場運營商將每種資源的增量能源報價限制在1000美元/MWh；將用于計算邊際電價（LMP

）的經過驗證的基于成本的增量能源報價限制為2000美元/MWh；高于1000美元/MWh的能源供應在計算LMP之前需要經過FERC的驗證。注意的是，美國的價格上限機制被FERC官方解釋為“軟上限”，企業仍可以在超出上限的價格區間內運營，但要提供成本電力現貨市場銷售的成本證明并經過FERC的驗證。美國FERC的其他價格影響政策。為確保市場能提供適當的價格信號，形成能有效反應市場資源量和商品價值的市場制度，FERC還陸續出臺行政法令，明確了ISO(獨立系統運行中心)和RTO（區域電網運行中心）的市場規則和慣例操作，如825、831、844號法令，主要包括以下管控手段：（1）使用加價付款。對特定資源使用加價付款，促使其在市場上定價或開放市場競爭。（2）報價緩解和報價上限。所有RTO/ISO都有協議，努力確定具有市場力量的資源，并確保這些資源以與其邊際成本一致的方式投標，使其在投標中充分反映邊際成本。作為提供價格緩解的后盾，RTO/ISO還采用了與稀缺和短缺定價規則一致的報價上限。（3）稀缺和短缺定價。在運營儲備短缺的情況下，所有RTO/ISO都采用了單獨的行政定價機制，旨在設定反映短缺經濟價值的價格。（4）影響價格的運營商行為。給予RTO/ISO定期投入不經濟的資源以解決市場可靠性問題的權利。若RTO/ISO定期投入過多資源，會人為地壓低能源和輔助服務價格或以其他方式干擾價格形成。中國的基準+浮動政策。2021年之前我國實行目錄銷售電價，是一種直接面向用戶，由政府制定標準的“到戶價”。目錄電價等于平均上網電價、輸配電價(含線損)、政府性基金及附加之和。2021年10月11日國家發改委印發《關于進一步深化燃煤發電上網電價市場化改革的通知》（以下簡稱“通知”），標志我國電價改革和電力市場化改革邁出重要一步。通知中明確“有序放開全部燃煤發電電量上網電價”，規定燃煤發電電量原則上全部進入電力市場，通過市場交易在“基準價+上下浮動”范圍內形成上網電價。現行燃煤發電基準價繼續作為新能源發電等價格形成的掛鉤基準。形成了“基準價+上下浮動”的新電價制度，正式取消了目錄銷售電價制度。同時通知還明確“擴大市場交易電價上下浮動范圍”。將燃煤發電市場交易價格浮動范圍由現行的上浮不超過10%、下浮原則上不超過15%，擴大為上下浮動原則上均不超過20%。中國的電價管制政策在推動電力市場化進程的同時，繼續保持國內電價穩定在低位，有利于國內電價的長期穩定。總體上看，電力作為一種重要的生產要素，對于經濟社會發展的重要性極高。因此，盡管在理論上存在對“干預與否”的爭議，但在實踐中，更多是對干預方法與程度的討論。典型代表是美國仍然存在相當數量的州，并未完全放棄行政干預。從上世紀70年代開始，西方國家逐漸放棄凱恩斯主義采用自由主義，試圖通過電力體制改革，將電力價格完全交由市場決定。但最早進行市場化改革的美國，曾經爆發過2001年加州電價危機和2019年德州暴雪斷電危機，改革州電力市場的混亂使得其他州不敢再涉足電力改革。相對于美國聯邦制下部分州沒有大規模推行市場化，歐洲國家的市場化改革則相對徹底，在供給側和需求側完全地市場化，這也導致在面對能源危機時，政府缺乏有效的管制手段。而以中國為代表的國家，對于電價采取相對合理的干預，極大保障了用電安全和價格穩定，進而為經濟社會平穩發展做出了貢獻。5.歐洲干預電價如何影響行業干預電價后對行業產生的影響，可以從生產端和需求端兩個維度來觀察。首先，對于生產端，干預電價的實質是降低電價成本，有利于推動對電力依賴較高的能源密集型、價格敏感型行業恢復生產。根據歐盟統計局公布的13個大行業數據，伴隨電價上行，幾乎所有行業的用電量都出現下行。在13個大行業中，大致分為兩類：第一類是用電總量較大的行業（能源密集型行業），包括化工、食品飲料煙草、機械制造、造紙包裝、鋼鐵，較大的用電量在面對電價波動時，會明顯影響行業的整體成本；第二類是對電價比較敏感的行業（價格敏感型行業），假設短期行業在使用電力時的技術不發生明顯躍遷，使用2020年與2019年用電量與電價的彈性

（用電量變化幅度/電價變化幅度）來比較，例如建筑業、紡織業，雖然用電總量不大，但對電價變動較為敏感。能源密集型行業：化工。根據歐洲化學工業委員會（CEFIC）的數據，2020年歐盟是僅次于中國的全球第二大化工品生產基地，總銷售額4991億歐元，占全球化工品銷售額14.4%（全歐洲占全球化工品銷售額的18.1%）。在歐盟所有制造業行業中，化工行業是歐盟用電量最大的行業，電力是化工產業生產的重要原料，電價的劇烈上漲也對會對化工制造業產生負面影響。由于天然氣和電力價格的暴漲，歐洲化工制品的產量出現了下降。CEFIC的數據顯示，與2021年上半年相比，2022年1-6月歐洲化學品產量下降了0.7%，其中德國下降5.2%，法國下降1.9%。根據歐盟統計局（EUROSTAT）的數據則顯示，6月歐洲化工商品生產指數（以2015年為100，月度計算）較3月下降了10.1%，農藥及其他農用化學品制造、化肥和塑料制造是受影響最大的化工產業，生產指數下降更為明顯。能源密集型行業：食品、飲料和煙草。該行業用電總量靠前，但受電價影響相對較小，從歐盟統計局公布的行業生產指數來看，行業整體的生產情況在2022年3月與6月保持了相對穩定，或許是由于生活必需品的屬性，成本向下游傳導相對順暢，并未影響生產。而其中細分的飲料出現了一定幅度的增長，或許是受高溫影響，支撐了下游需求。能源密集型行業：機械制造業、造紙業、鋼鐵業。整體呈現出用電量大、對電價彈性大的特點。俄烏沖突帶來的天然氣以及電力價格上漲，造成歐盟的機械制造業廠商停產，進而影響其產能。受此影響，歐洲鋼鐵協會（Eurofer）的數據顯示，2022年歐盟家電產量將同比下降2.7%。另外歐盟統計局（EUROSTAT）的數據，電氣設備、機械和設備等產量均出現了回落。由于在造紙印刷過程中，需要使用電力維持設備，利用天然氣進行烘干。因此在造紙業生產過程中，需要使用大量電力，根據歐盟統計局的數據，6月生產指數較3月回落3.1%。鋼鐵在制造過程中需要大量使用天然氣、煤炭和電力，用電依賴較高，屬于典型的能源密集型、價格敏感型行業。伴隨電價上漲，鋼