中國儲能網(wǎng)訊：澳大利亞電力市場已成全球波動性最高的電力市場之一，且價格波動風(fēng)險幾乎完全由零售商承擔(dān)。在澳政府加速能源結(jié)構(gòu)轉(zhuǎn)型背景下，電力系統(tǒng)整體風(fēng)險水平持續(xù)上升，最終推高終端用戶用電成本。電力系統(tǒng)風(fēng)險向成本傳導(dǎo)核心機(jī)制在于電力零售環(huán)節(jié)——隨著可再生能源占比迅速提高，系統(tǒng)波動性與不確定性顯著加劇，致使零售商面臨前所未有的風(fēng)險管控壓力，進(jìn)而引發(fā)終端電價結(jié)構(gòu)性上漲。具體而言，零售商以固定價格向用戶售電，卻必須在波動劇烈的批發(fā)市場進(jìn)行電力采購。這一結(jié)構(gòu)高度依賴金融衍生品實(shí)現(xiàn)對沖價格風(fēng)險，其本質(zhì)是提供一種風(fēng)險轉(zhuǎn)移服務(wù)，從而導(dǎo)致澳大利亞電力系統(tǒng)成本不斷上漲。
一、直接影響因素
澳大利亞電力批發(fā)市場的價格波動性、平均水平及結(jié)構(gòu)性變化，成為電力零售成本上漲的直接推動力。
其一，電力市場波動性正在加劇。一方面，價格上限大幅提升，從2010年的10,000美元/兆瓦時升至2025年的20,300美元/兆瓦時。同時，價格觸及上限頻率明顯增加。2018年前各州電價全年未觸頂，近年卻已成為常態(tài)。另一方面，電價波動幅度持續(xù)擴(kuò)大。除極端事件外，近年電價的季度標(biāo)準(zhǔn)差也普遍高于2018年前水平。圖1顯示，南澳大利亞州（SA）電價標(biāo)準(zhǔn)差在四個地區(qū)中最高，峰值超過750 $/MWh，波動最為劇烈。
圖1 各地區(qū)批發(fā)價格的季度標(biāo)準(zhǔn)差
此外，波動發(fā)生時段更難預(yù)測。以往波動集中于傍晚高峰，如今已擴(kuò)展至全天隨機(jī)發(fā)生。2024年更是出現(xiàn)下午2至3點(diǎn)的新聚集時段。圖2表明，當(dāng)年極端價格事件在16:00至18:00達(dá)到峰值。這種變化加大零售商的對沖需求與成本。
圖2 2024年極端價格事件（價格>10,000美元）發(fā)生時間分布
其二，除2020至2021年受疫情影響出現(xiàn)小幅回落外，電力市場平均價格呈持續(xù)上漲態(tài)勢。過去低于50美元/兆瓦時的電價常態(tài)已被打破，目前價格已穩(wěn)定在100美元/兆瓦時以上。圖3顯示，2021年各州電價均出現(xiàn)顯著峰值，反映出該年度電力供需形勢整體緊張。2022年受燃料成本高企和供應(yīng)中斷等因素影響，電價出現(xiàn)短期飆升，并持續(xù)維持高位運(yùn)行。電價持續(xù)上漲導(dǎo)致供電成本逐年攀升。零售商不僅需對沖極端價格風(fēng)險，還要應(yīng)對基準(zhǔn)價格的結(jié)構(gòu)性上漲。這也是2022年多家零售商退出市場的主要原因。
圖3 月度平均批發(fā)價格
其三，鴨形曲線正在加劇。太陽能發(fā)電在電網(wǎng)中的滲透率提升正改變電價與需求特征。由于太陽能發(fā)電集中于中午，無法匹配傍晚高峰需求，導(dǎo)致白天電力供應(yīng)過剩、價格趨近于零甚至為負(fù)。而在傍晚需求激增時段，剩余發(fā)電機(jī)被推高價格。如圖4所示，各年份電價曲線均呈現(xiàn)典型鴨形結(jié)構(gòu)。電價在清晨與深夜較低，白天整體較高，并于19:00至20:00形成顯著尖峰。2021年與2024年該峰值尤為突出。這種曲線使每日成本嚴(yán)重偏向傍晚高峰時段，推高整體供電成本。為應(yīng)對此類結(jié)構(gòu)變化，零售商需采用更復(fù)雜的需求形態(tài)或負(fù)荷跟蹤對沖工具，從而增加風(fēng)險管理的復(fù)雜性與成本。
圖4 鴨形曲線：12月每日電價中位數(shù)曲線
二、間接影響因素
澳大利亞屋頂太陽能的普及與可調(diào)度發(fā)電資源的退出，分別從電網(wǎng)成本分?jǐn)偤褪袌隽鲃有詫用妫g接抬高系統(tǒng)風(fēng)險和零售電價。
其一，屋頂太陽能加劇電網(wǎng)成本分?jǐn)偛还?。高普及率引發(fā)交叉補(bǔ)貼現(xiàn)象，無太陽能家庭實(shí)際承擔(dān)了太陽能用戶的部分成本。屋頂太陽能未能有效削減高峰需求，反而因壓低最低需求而加大電網(wǎng)壓力?，F(xiàn)行收費(fèi)結(jié)構(gòu)將固定成本轉(zhuǎn)為可變費(fèi)用向消費(fèi)者分?jǐn)偂Ｌ柲苡脩敉ㄟ^自消耗規(guī)避應(yīng)承擔(dān)的網(wǎng)絡(luò)成本，形成超額節(jié)省。在發(fā)電環(huán)節(jié)，供應(yīng)太陽能需求的成本也更高。零售商需在負(fù)電價時段支付用戶上網(wǎng)費(fèi)用，并為處理這些電力在批發(fā)市場額外付費(fèi)。圖5顯示7月8日至10日間電價波動劇烈，多次出現(xiàn)負(fù)電價。此外，維多利亞州法律禁止按客戶群體差異化定價，零售商只能通過提高非太陽能客戶利潤來彌補(bǔ)太陽能用戶帶來的虧損。
圖5 太陽能和非太陽能家庭的電力供應(yīng)成本
其二，可調(diào)度發(fā)電減少導(dǎo)致衍生品供應(yīng)萎縮。當(dāng)前電力市場風(fēng)險上升推高了對沖需求，但衍生品供應(yīng)卻持續(xù)收縮，引發(fā)價格顯著上漲。衍生品市場的運(yùn)行依賴可調(diào)度發(fā)電的穩(wěn)定參與。發(fā)電商通過掉期合約將浮動收入轉(zhuǎn)為固定收益，以此管理現(xiàn)貨價格波動。然而該機(jī)制要求發(fā)電方具備持續(xù)穩(wěn)定出力能力，風(fēng)能及太陽能等間歇性電源無法滿足這一可靠性要求。隨著燃煤機(jī)組等可調(diào)度電源逐步退役，衍生品合約的供給方大幅減少。與此同時零售商的對沖需求并未減弱。疊加高平均成本與市場波動加劇，衍生品價格被進(jìn)一步推高。圖6顯示四個州的電價均呈波動上行態(tài)勢。這一變化直接增加了零售商采購對沖電力的成本。2023至2024年度各地區(qū)零售商批發(fā)成本普遍上升。
圖6 按地點(diǎn)劃分的月度平均上限價格
總而言之，能源轉(zhuǎn)型導(dǎo)致電力系統(tǒng)風(fēng)險全面上升，零售商對沖成本持續(xù)增加，最終將通過更高電價、更低利潤或更多零售商退出市場表現(xiàn)出來。試圖通過壓制零售利潤率掩蓋系統(tǒng)成本上升不可持續(xù)，政策制定者需重新評估可再生能源目標(biāo)及可調(diào)度機(jī)組退役計劃，避免成本與風(fēng)險進(jìn)一步向消費(fèi)者轉(zhuǎn)嫁。
資料來源：Jude Blik，《高風(fēng)險的生意：能源轉(zhuǎn)型如何引入推高零售成本的風(fēng)險》，澳大利亞獨(dú)立研究中心（The Center for Independent Studies，CIS），2025年10月23日，https://www.cis.org.au/publication/risky-business-how-the-energy-transition-introduces-risks-that-raise-retail-costs/
整理者：張臻文，北京大學(xué)區(qū)域與國別研究院全球智多星團(tuán)隊成員/華南師范大學(xué)東南亞研究中心研究助理
