我国能源价格改革的战略取向与路径选择时间： 2017-02-28信息来源：何勇健　作者：hjr_admin　责编：

　　当前，我国能源价格正处于由政府定价向市场定价转型的过渡时期，其利益关系敏感复杂，引起社会各方面高度关注。因此，相关部门应以改革为主旋律，以放松管制、破除垄断为重要抓手，加快推行一些有较高社会共识、改革成本和风险较小的举措，以点带面，牵一发动全身，盘活能源价格工作的全局。
   
　　“十三五”及未来一段时期，我国能源发展面临着推进能源生产和消费革命、保障国家能源战略安全、实现由能源大国向能源强国转变的艰巨任务。同时，围绕新能源和信息技术的变革融合，全球有可能引发新一轮工业革命和经济发展模式转型，分布式能源、智能电网、电动汽车、能源互联网等新型产业发展方兴未艾，将对世界各国的能源与经济发展产生深远影响。能源科技加速创新、能源经济新业态不断涌现、能源生产和消费革命不断深化，为我国能源体制和价格改革提供了新的模式、思路和空间，也提出了更高更紧迫的要求。长期以来，受多种因素制约，我国能源深层次体制机制矛盾突出，能源市场结构和体系不健全，政府管理缺位和越位并存，市场建设和价格改革滞后，良性竞争机制和科学灵活的价格调节机制尚未形成，不能有效反映资源稀缺程度、供求关系、生态环境价值和代际补偿成本，市场配置资源的决定性作用没有得到充分发挥，不能适应新形势下能源科学可持续发展的需要，已成为推进能源革命、转变发展方式的重要障碍。
 
　　价格改革是能源体制改革的核心，也是最难啃的“硬骨头”。由于对改革的条件、时机、外部环境要求较高，并且有利的改革窗口期转瞬即逝。所以，这将是一场艰巨、复杂的攻坚战。当前我国经济发展进入新常态，物价总水平相对平稳，能源供求关系宽松，非常有利于推进能源价格改革。2014年底国务院召开常务会议专门部署加快推进价格改革，最近党中央、国务院出台了《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（中发[2015]9号），均为能源价格改革创造了良好的舆论氛围、体制条件和外部环境。应抓住这一难得的历史机遇，加快推进能源价格改革，统筹发挥市场机制的作用和政府宏观调控能力，实现能源集约高效清洁发展，提高能源系统效率、经济效益和全社会能源福利水平，同时也极大提升我国能源产业和经济发展的国际竞争力。
   
　　（一）以破除垄断为抓手大力推进市场化改革
 
　　改革能源体制、破除垄断是能源价格市场化改革的关键。不破除垄断，不能形成竞争性的市场结构和多元化市场主体，市场价格机制便无从发挥作用。即使强制性放开价格，也会因其他条件不成熟使改革成效大打折扣或者无功而返，甚至产生负面效应。因此，能源价格改革不但要适应体制改革的需要，还要通过倒逼机制主动提出打破垄断等体制改革的任务和要求，为价格改革营造良好的体制环境，使价格改革和体制改革相互促进，相得益彰。当前，应加快推动电力、油气等重点领域体制改革进度，相应改革价格形成机制和管理方式。对非自然垄断领域，要积极创造条件推进市场化改革，已具备竞争条件的要尽快放开价格。
 
　　（二）提高政府定价的科学性和前瞻性
 
　　能源价格尽管依附于体制，但又有其相对独立性，在体制不变的情况下，能源价格依然有较大的改革空间。因此，对暂不具备竞争条件的自然垄断、公用事业、公益性产品和服务价格，如输配电和油气管输等网络性输送价格，以及居民用电、用气价格等，应理直气壮地由政府管制，但要严格投资和成本监管，主动加强对标管理和约束。在符合宏观政策取向（节能减排、绿色低碳、保障民生等）的前提下，可模拟市场建立“奖优罚劣”的评价考核机制并事先公布，提高管理效能，彻底改变以前被动、跟随式调整价格的模式。同时，可配合利用财税、市场交易等调控手段，合理反映生态环境治理等外部性成本，使能源价格与宏观经济政策及消费者承受能力相适应。
 
　　（三）避免价格改革成为单向的“涨价游戏”
 
　　应开门搞改革，广开言路，集思广益，充分听取各方面尤其是持反对立场人士的意见，使改革的举措被社会公众普遍理解和接受，改革的节奏和力度主要由市场来调节。要让能源价格有升有降成为常态，给消费者更多自主选择权，逐步提高社会各方面适应市场、理性预期、提前应变的能力。
 
　　（四）因时因势制宜创新价格改革与管理方式
 
　　能源各行业、上中下游各环节以及不同地区之间情况千差万别，各有特点和规律，对改革的承受能力也各不相同，用一种模式推行价格改革并毕其功于一役是不现实的，不能迫于改革的压力一哄而上，胡子眉毛一把抓，更不能急功近利，强行实施一些并不成熟的改革举措。应抓住当前有利时机，统筹规划、总体设计、分类推进、分步实施。对实践亟需、时机成熟的重点领域改革，应集中力量打“歼灭战”，力争实现重点突破。要在推改革与防通缩、促环保、稳民生之间找到均衡化路径，促进能源价格日常管理与改革工作统筹协调，实现平稳过渡。
 
　　（五）处理好价格放开与下放的辩证关系
 
　　要遵循能源价格管理的规律，做到收放结合，张弛有度。对那些本应放给市场的能源价格，不能为了减少责任和规避风险，不加区分简单下放给地方，否则不仅于事无补，还会带来新的矛盾和问题。只有对仍需由政府定价的能源价格，才能根据其影响范围和性质，遵循责权利对等原则，将适宜由地方管理的下放给地方政府；对涉及全国和跨省区布局优化及利益关系的能源价格，应旗帜鲜明地由中央政府管理。
   
　　（一）推进电价市场化改革，一揽子破解煤电矛盾和新能源上网等难题
 
　　煤电矛盾是长期困扰能源价格工作的突出问题，当前矛盾虽已缓解，但“市场煤”和“计划电”非对称体制的弊端依然存在。现行的煤电联动机制只能实现价格的“机械传导”，对非理性的涨价或压价、成本“虚增”等都没有约束作用，且调整时间严重滞后甚至产生“反调节”效应，不利于从根本上化解煤电矛盾，只能作为一种过渡性措施。可再生能源和分布式能源上网难、消纳难，是制约新能源产业健康发展的主要短板，也是被社会诟病较多的问题，亟需从价格机制和政策上寻找出路。
 
　　上述问题的根源在于电价机制不合理、不灵活，而好的电价机制难以形成和起作用，主要又是因为现行体制对电网公司的功能定位阻碍了市场发育和发展，不适应新兴能源产业发展壮大的需要。要从根本上破解这些难题，核心是构建新的价格机制，关键抓手在于电网。
 
　　我国目前电网公司“独买独卖”的电力体制和严格的电价管制，客观上阻隔了电力生产者和消费者之间的信息传导，使市场机制基本失灵。因此，当前改革最紧迫的任务，不是简单放开电价，而是结合电力体制改革，弱化或取消电网企业独家买卖电的垄断权力，创造条件使发电企业与用户直接“见面”交易，真正让市场发挥决定性作用，形成及时反映供求关系和承受能力的价格，使价格信号能在上下游相关产业和用户间顺畅传导，有效调节能源生产和消费。近期建议重点推进以下改革：
 
　　1. 分批放开售电业务，先建立大用户与发电企业直接交易机制，扩大发电、售电领域市场化定价范围。政府主导，建立统一的市场交易平台，符合规定条件的发电企业和大用户强制参与，成交电量和价格由双方报价决定。对不参与直接交易的居民、农业等中小用户，电量仍由电网公司作为“保底供电商”统购统销，电价由政府调控。
 
　　2. 在严格成本监管的前提下核定独立输配电价，为实施双边交易提供清晰透明的过网费信号。独立的输配电价可在核减电网无效投资和不合理成本的基础上，从保持电网现有的购销差价（含目前工商业用户承担的对居民、农业用户的交叉补贴额）起步，逐渐过渡到各区域、省级电网间“对标”管理，按全国先进水平分电压等级制定“领跑者”输配电价标准，促进各电网企业主动提高技术管理水平，防止其获取超额垄断利润，也使优质用电大户能享受到更低的输电价。上述办法可在深圳、蒙西等改革试点地区先行先试，积累经验后在全国推广。对早期投产的输电通道，如西电东送、三峡等输电工程，由于其运行多年后已基本收回投资，可大幅降低输电价格，为跨省区输电腾出价格空间，也为构建更大范围的电力交易市场创造条件。
 
　　3. 逐步改变电网公司盈利模式和功能定位。通过逐步扩大双边交易范围，电网企业统购统销电量逐渐减少，赚取价差利润的空间也将逐渐缩小。由此，电网独家买卖电的特权将自然消除，电网企业依靠购销价差获利的经营模式，将自然过渡到收取过网费或准许收入模式。
 
　　通过以上改革，占总电量约80%的工商业用户将逐步拥有用电选择权，实现与发电企业直接交易，电价由竞争形成，这样就克服了政府定价信息不对称、调节不灵活、受宏观调控影响等局限性，打通了煤价、上网电价与终端用电价格及时传递的途径，将使积重难返的煤电矛盾迎刃而解。
 
　　同时，由于改革后电网企业只负责输配电和电网安全责任，将基本退出电力买卖的利益链，发电、售电业务与电网企业没有直接利益关系，这样将有利于电网实行公平调度，从根本上解决可再生能源、分布式能源上网和消纳难等问题，有效减少不合理的弃风、弃水、弃光限电。
 
　　（二）模拟市场机制，化解气、电价格不协调不匹配矛盾
 
　　天然气大发展是我国优化能源结构、推动能源生产和消费革命的战略举措。据多方面研究表明，在现有的价格机制和政策下，我国天然气未来需求增长将明显放缓。考虑到当前大部分进口天然气签的都是“照付不议”合同，“十三五”中后期我国将出现天然气供过于求的局面，预计2020年“过剩”500亿方以上。但这只是低消费水平下的相对过剩，未来天然气用不完，主要是因为“用不起”。最突出的是，我国天然气发电的价格竞争力严重不足，已投产机组利用小时低，大部分亏损，靠财政补贴才能勉强维持运转。从国外经验看，天然气大发展必然伴随着燃气发电的大规模应用，而我国现行的气、电价格政策显然难以适应这一新的发展需要。
 
　　为了化解上述矛盾，建议改变现行天然气、电力均实行单一固定价格、且互相没有关联的定价模式，在气、电价格均未市场化之前，真正落实气、电价格联动政策，同步实施天然气和电力季节差别价格，并尽可能拉大价差。天然气需求的季节性差异很大，如北京冬天由于供暖需要，其需求量是夏天的10倍左右，夏天则相对富余（储气库只能容纳少量富余天然气，因为库址稀缺，成本也很高），而夏天恰好是用电的高峰期。因此，气、电需求具有较强的季节调峰互补性。如果设计好气、电价格联动机制，在夏天用富余的天然气来发电，实现低价气发高价电，在夏天2000多小时内满发，其他季节则少发并主要用于调峰，一方面将有效缓解天然气发电亏损的困境，使气电不用财政补贴也基本能自我发展；另一方面也将平抑天然气和电力峰谷差过大的矛盾，实现气、电互济调峰，为天然气大发展创造有利条件。
 
　　近几年天然气价格持续上涨，用户的承受能力普遍下降，导致有效需求萎缩，大气污染防治要求的“煤改气”和“气代油”等工程进展缓慢。同时，气价结构也不合理，发达国家居民气价一般是工业和发电气价的2—3倍，而我国为60%左右。因此，在当前国际油价大幅下降的背景下，可通过多元开发和进口策略（如鼓励企业到境外签订低价LNG长期供应协议，锁定气价风险），扩大低成本天然气的供给来源。在此基础上，利用当前增量与存量气价并轨的时机，可考虑不同用户的需求弹性，适当降低发电、交通、工业用气价格，提高居民、商业用气价格。这样，将逐步理顺天然气与煤、油、电等可替代能源的比价关系，避免“黑色能源”替代“绿色能源”的逆替代现象发生，也才能有效减少交叉补贴，避免政府定价对市场价格的扭曲，进一步提高天然气的有效需求。
 
　　长远看，天然气应实行完全市场定价。目前我国已初步形成国产常规天然气、煤层气、页岩气、煤制气以及进口LNG和管道气等多种气源竞争的格局，为气价市场化改革创造了良好条件。应加快推进区域性或全国天然气交易市场建设，形成多买多卖格局，增加用户的选择权和议价能力，使气价能随行就市、“高来高走”，促进天然气产业和市场健康发展。
 
　　（三）价格激励与约束并举，促进可再生能源发展
 
　　国务院发布的《能源发展战略行动计划（2014—2020）》明确提出，“到2020年，风电装机达到2亿千瓦，发电成本与煤电相当，光伏装机达到1亿千瓦左右，实现用户侧平价上网”。因此，“十三五”可再生能源价格政策既要保障风电、光伏达到规划目标，又要促进技术进步，在未来6年内较大幅度降低成本和价格。这是个“两难”的挑战。在价格策略上，应在充分调研、分析成本和市场的基础上，找准降价的节奏和力度。前期可小步快走，后期降幅可大一些。对已投产机组可慢一点降价，对未来新增机组可提前设定更低的标杆电价，使技术先进、成本低的机组获得更多发展空间。也可考虑用招投标办法竞争确定风电、光伏发电价格和项目业主，实现优胜劣汰。
 
　　同时，对可再生能源电价附加政策的发展趋势及社会承受能力要有清醒的研判，目前我国在销售电量上每度电加价1.5分，每年加价额超过500亿元，但补贴缺口还较大，今后随着可再生能源规模增大，加价标准和额度还要进一步提高。从欧美的经验教训看，可再生能源补贴不宜无限制增加，也不宜一直补下去，否则会使整个产业躺在补贴的“温床”上坐享其成，最终丧失国际竞争力和发展机遇。“十三五”期间，应根据社会承受力及效率优先的原则，提前设定未来若干年的补贴规模和标准，并向社会公布，通过倒逼机制促进技术进步，合理引导发展速度和规模，这样才有利于产业持续健康发展。
 
　　初步匡算，要满足2020年2亿千瓦风电和1亿千瓦光伏电量的补贴，按现行标杆电价水平，全国可再生能源附加需提高到2.3分/千瓦时以上。若风电上网电价下降10%，光伏上网电价下降20%，则全国可再生能源附加标准维持在1.5分/千瓦时即可。若进一步加大降价力度，风电下降15%，光伏下降30%，则电价附加标准可降为1分/千瓦时左右，部分地区2020年可取消补贴。“十三五”期间，第一步可利用当前煤电联动电价下降的空间补上现有的补贴缺口，但下一步价格政策应需瞄准电价附加标准降为1分钱甚至更低而努力。
 
　　（四）完善电力环保加价政策，积极推动大气污染防治
 
　　目前实行的脱硫、脱硝、除尘电价等环保加价政策，在调动企业积极性促进节能减排、应对大气污染防治等方面发挥了重要的作用，但其本质是将企业的治污成本由全社会负担，未体现“谁污染、谁治理、谁付费”的原则，对广大消费者不公平，对企业也未真正形成清洁低碳生产的约束机制和内生动力。若延续此办法，随着治污任务不断加重，环保加价范围和水平也将“水涨船高”，消费者将不堪重负，难以为继。因此，电力环保加价只能作为一种过渡性的政策安排。长远看，应实施价、税、财联动改革，提高消费税、排污费，或者开征环保税以及建立污染物和碳排放交易市场，逐步替代电力环保加价，才能真正将能源开发利用的外部成本内部化，也才能与未来市场形成电价的机制相适应。
 
　　（五）发挥价格信号的引导作用，提升能源系统效率
 
　　目前，由于没有建立有效的价格激励机制，在电力系统运行中，电网企业出于利益考虑未能实行科学节能调度，使抽水蓄能、燃气发电等优质调峰机组未充分发挥作用，实际上主要靠煤电承担系统调峰任务，极大挤压了新能源上网的空间。去年火电平均利用仅4700小时，远低于设计利用小时数，大功率高参数的煤电机组不得不大幅降负荷低效运行，人为增加了能耗和排放水平。由于电力系统是能源系统的核心和中枢，我国电力系统的低效也使得能源系统整体效率和经济性大为降低。
 
　　若改变现有电力系统调峰运行的惯性思路，未来多规划新上一些抽水蓄能、燃气发电以及流域龙头水电站等优质调峰机组，并真正发挥作用，则可摆脱现行电力系统主要靠煤电调峰的路径依赖，取得“一举多得”的政策功效。一是可大量减少未来新增煤电机组；二是可让现有火电大幅提高利用小时和负荷率，充分发挥设备高效利用能力；三是减少跨省区电力输送压力；四是使电力系统有更强的调节性能，可接纳更多的可再生能源和分布式能源上网，将有效减少弃风弃水。尽管优质调峰机组成本相对较高，但以上四方面系统节省的投资和成本，将远大于新增调峰机组的支出，这样将实现电力系统成本最小，效率最高，社会用能福利自然也将最大化。
 
　　为鼓励和实现上述电力系统规划思路及运行方式的转型，价格工作应主动作为，系统设计好价格机制，如扩大实施峰谷电价、可中断电价、高可靠性电价、差别电价等制度，建立电力辅助服务补偿机制，并进一步发展辅助服务交易市场等，统筹发挥抽蓄、燃机、火电等机组和储能设施的调峰调频备用等功能，推动不同能源品种、设施从相互割裂走向系统集成，实现电力、燃气、热力、制冷等能源综合优化供应，使各类能源多元互补、各尽其能、各得其所，以最少成本实现资源优化配置。
 
　　在用户侧，应配合“新城镇，新能源、新生活”行动计划，推行“智能价格”机制，扩大实行灵活的峰谷、季节分时以及阶梯式电价和气价政策，鼓励用户主动响应，调节用能行为和时间，削峰填谷，提高系统能效。为化解《电力法》“一个供电营业区只设立一个供电机构”等体制障碍，可设计相应的价格激励机制和政策，调动电网企业积极性成立专业化的节能服务公司，通过合同能源管理、集中与分布式供能相结合等模式，为用户提供一揽子的高效供能解决方案。
 
　　（作者单位：国家能源局，本文仅代表个人观点）