中國能源價格改革回溯與展望

讓市場在資源配置中起決定性作用，需要對價格機制進行改革以便給市場傳遞正確信號。中國從1984年開始實施價格雙軌制，允許國有企業在計劃產量之外按照不超過國家規定價格20%向市場出售產品。1985年初又取消了價格上浮限制，允許計劃外產量價格由買賣雙方協商決定。之後，價格改革的總體趨勢是逐步去除由中央政府壟斷定價，轉向一個更市場化的定價機制，進而使價格改革取得了長足進步。現在社會上絕大部分商品都已由市場定價，還沒有真正市場化或者市場化程度不高的商品已不多，能源是其中之一。而不同能源品種，相關價格改革的速度和力度差異非常大。總體來看，煤炭價格市場化程度最高，而電力價格市場化改革較為滯後。

煤炭價格改革

中國的能源生產和消費主要依靠煤炭，這種趨勢相當長時間內不會改變。因此，煤炭價格及其改革至關重要。

煤炭可用於發電和供熱，也可用於其他用途。用於其他用途的煤炭價格從1993年開始全部市場化了，但用於發電的煤炭，即所謂的動力煤或電煤，還是由國家定價。趨勢是煤炭越來越多地用於發電。目前，全國一半以上的煤炭消費用於發電和供熱。電煤價格是國家控制，其他用煤的價格是市場化的。對煤電廠來講，煤炭成本大約佔到發電成本的70%。煤礦不願意把煤賣給煤電廠，因為賣給他們價格低。對煤電廠來說，在市場上購煤變得越來越困難。

為了理順煤電價格關係，2004年，國家發改委改革了過去「一機一價」的定價辦法，建立了煤電價格聯動機制，以半年為周期，當周期內平均煤價變化幅度超過5%時，相應調整電價。同時，為減緩煤炭價格上漲對推高用電成本的影響，規定由發電企業內部消化30%的煤價上漲因素。2015年底國家發改委對煤電價格聯動機制又做了調整。完善後的煤電聯動機制自2016年１月１日起實施，以一個年度為周期，當周期內煤價超過5%時就對電價進行調整，同時允許發電企業把燃料成本增加的90%轉嫁給電網。煤電聯動機制並不是一個自動機制。2017年煤炭價格漲得快，符合煤電價格聯動規定要求，但國家發改委並沒有對電價做調整。

雖然取消了煤炭價格雙軌制，但並未形成全國性的煤炭市場。下一步煤炭改革的關鍵是要從產業鏈角度考慮，重點改革那些產業鏈中亟須納入市場化但仍由國家控制的環節。

成品油價格改革

自1998年開始，中國原油價格就與世界接軌，但成品油價格還是由國家定價。2009年5月，國家發改委出台了《石油價格管理辦法（試行）》，進一步確定了成品油價格形成機制。當國際市場原油連續22個工作日移動平均價格變化超過4%時，可相應調整國內成品油價格。但是成品油定價機制存在兩個主要問題。一是調價周期太長，不能夠及時反映國際油價變動情況。二是設定了調價的油價變動幅度要達到4%，造成國際油價變動不能及時反映到國內成品油的價格上來。針對這些問題，2013年開始實施更市場化導向的成品油定價機制，調價間隔縮短至10天，同時取消了4%的油價變動幅度要求。不同於煤電價格聯動機制，成品油價格調整機制是自動的，只要滿足條件，國家發改委就對成品油價格進行調整。

隨著中國經濟的快速發展，國內石油產量已經不能滿足其日益增長的需求，隨之而來的是對國外進口石油需求的不斷攀升，導致石油對外依存度屢創新高，2018年已達70%。國內生產原油的成本高，再加上節能和環保方面的考量，國家發改委決定，從2016年1月起，當原油價格每桶低於40美元時，上述成品油價格不再隨原油價格變動做調整。

通過定價機制的調整，成品油價格已能比較及時地反映國際油價的變動情況，但與消費者的感受認知存在一定反差。這可能主要是現行成品油定價機制僅考慮了國外市場原油價格，而忽略了國內影響因素。今後成品油定價機制應更多考慮國內因素，以便更好地反映國內成品油供需情況。從長期看，成品油價格的市場化程度取決於多大程度上解決「三桶油」在石油進口、上游勘探、生產和管輸環節的壟斷問題。

天然氣價格改革

天然氣是清潔能源。伴隨執行嚴格的環境政策，國家不斷調整不合理天然氣價格，以便通過天然氣替代煤炭解決環境污染的問題。

首先是2011年底在廣東、廣西開展天然氣價格形成機制改革試點，將天然氣價格管理由出廠環節調整為門站環節，實行最高上限價格管理，並將定價方法由「成本加成」定價改為「市場凈回值」定價，把天然氣的價格與燃料油、液化石油氣等可替代能源價格掛鉤。2013年6月，在總結兩廣試點經驗基礎上，在全國範圍內推廣非居民用氣價格形成新機制。同時，為減少改革阻力，區分存量氣和增量氣，增量氣價格一步調整到與可替代能源價格保持合理比價的水平，存量氣價格分三步調整。2018年6月國家發改委決定統一居民用氣與非居民用氣價格，並要求各個省在規定時間內完成價格的調整機制。氣價統一可避免城市燃氣公司不願意把氣賣給居民而是賣給可獲利更多的工商業企業。

未來，天然氣改革要加快建立上下游天然氣價格聯動機制，放開上下游競爭性環節，廣開氣源，增加供給。改革管道運輸價格定價機制，國家核定管輸價格，實施管道獨立運行，管輸業務獨立，管網向第三方市場主體公平開放，輸售分開，促進上下游天然氣供需雙方高效銜接，更大程度地實現天然氣價格市場化。2019年「兩會」期間提出的組建國家石油天然氣管網公司，無疑將是天然氣體制改革中最為根本性的措施，有助於實現「管住中間，放開兩頭」的改革目標。但是，管網公司成立帶來的影響也不容忽視，如對市場結構的影響。目前天然氣市場在「以產定需」「以產定銷」的銷售模式下容易實現供需基本平衡。但國家管網公司成立後，供需基本平衡將會被打破，市場供需不平衡將成為常態，市場供求矛盾可能變得更加突出，可能導致市場交易違約事件頻發。管網建設也存在因資金來源單一，面臨投資規模和建設速度放緩的風險。目前，主要油氣企業通過上游和下游的利潤來補充管網建設的資金。國家管網公司成立後，管網建設的壓力將轉移到管網公司單一企業上來。這樣，管輸價將變得至為關鍵，合理的價格水平將關係到保障管網建設資金和有利於天然氣消費的平衡。目前天然氣門站價是將氣源出廠價與長輸管網管輸價捆綁在一起測算的。國家管網公司成立後，長輸管網管輸價從天然氣門站價中剝離出來。那麼，現行通過「准許成本 合理收益」原則核定管輸價的計費方式或需改變，採用國際通用的按照「使用費」和「容量費」兩部制分別計費。同時，考慮到上游的氣源將變得多樣化，且隨著對天然氣需求越來越大，以及不同地區天然氣價格承受能力的提高，國家管網公司成立有利於實現管網的全面互聯互通，真正實現全國一張網，油氣管道將來可能會採取「同網同價」的方式來計費。

電力價格改革

新中國成立以來，電力部門一直由國家壟斷。2002年電力體制改革，國家實施「廠網分開」，將電網的發電環節完全分離，形成了相互競爭的五大電力集團。由於發電環節相互之間的競爭，發電行業的投資規模和裝機容量不斷擴大，基本上解決了長期困擾人們的「電荒」問題。但電網壟斷問題一直沒有解決。2015年3月中共中央、國務院頒布《關於進一步深化電力體制改革的若干意見》，即所謂「9號文」，在「管住中間，放開兩頭」改革總體設計思路指導下，開啟了新一輪電力體制改革。

現在的電網盈利模式有點像改革伊始時主要靠賺取貸款與存款利差生存的銀行。電網是統購統銷，買電和賣電價格都由電網決定，獲取賣電與買電之間的價格差。按照新一輪電改方案，電網不再是這種盈利模式。電網按照國家核定的輸配電價（含線損）收過網費，市場交易的上網電價，加上過網費，再加上電力附加，形成參與電力市場交易的用戶購電價格。而其他沒有參與直接交易和競價交易的上網電量，以及居民、農業、重要公用事業和公益性服務用電，繼續執行政府定價。

對於電力行業來講，真正的改革是「管住中間，放開兩頭」，政府通過核定輸配電價管住中間（電網輸配）、放開售電側，儘管只是放開新增售電部分。按照新電改方案，電網只收國家核定的過網費，下游銷售端放開，那麼如何解決電網調度的問題？銷售端買賣雙方不同價格，電網只收過網費，買賣雙方的價格高低與它沒有關係，這種情況下電網的優先調度次序如何決定？國家把降電價作為「三去一補一降」的重要工作來抓。但目前來看，過網費已經核定是不變的了，電廠在喊虧損，用戶又普遍感覺電價高，整個電力系統利益攸關的三方都在叫屈，而降電價需要至少其中一方讓利。可見，電力體制改革迫切需要減輕市場建設的約束和包袱。

總之，中國能源價格改革取得了長足進步，但改革還不徹底。只要這個主要生產要素價格改革不徹底，中國經濟改革就遠沒完成。

（作者系天津大學馬寅初經濟學院院長、教授，國家能源、環境和產業經濟研究院院長）

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