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(yè)在計劃產(chǎn)量之外按照不超過國家規(guī)定價格20%向市場出售產(chǎn)品。1985年初又取消了價格上浮限制，允許計劃外產(chǎn)量價格由買賣雙方協(xié)商決定。之后，價格改革的總體趨勢是逐步去除由中央政府壟斷定價，轉(zhuǎn)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(xiàn)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后。

 

 

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

 

煤炭可用于發(fā)電和供熱，也可用于其他用途。用于其他用途的煤炭價格從1993年開始全部市場化了，但用于發(fā)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于發(fā)電。目前，全國一半以上的煤炭消費用于發(fā)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，煤炭成本大約占到發(fā)電成本的70%。煤礦不愿意把煤賣給煤電廠，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系，2004年，國家發(fā)改委改革了過去“一機一價”的定價辦法，建立了煤電價格聯(lián)動機制，以半年為周期，當周期內(nèi)平均煤價變化幅度超過5%時，相應調(diào)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(guī)定由發(fā)電企業(yè)內(nèi)部消化30%的煤價上漲因素。2015年底國家發(fā)改委對煤電價格聯(lián)動機制又做了調(diào)整。完善后的煤電聯(lián)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(nèi)煤價超過5%時就對電價進行調(diào)整，同時允許發(fā)電企業(yè)把燃料成本增加的90%轉(zhuǎn)嫁給電網(wǎng)。煤電聯(lián)動機制并不是一個自動機制。2017年煤炭價格漲得快，符合煤電價格聯(lián)動規(guī)定要求，但國家發(fā)改委并沒有對電價做調(diào)整。

 

雖然取消了煤炭價格雙軌制，但并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(chǎn)業(yè)鏈角度考慮，重點改革那些產(chǎn)業(yè)鏈中亟須納入市場化但仍由國家控制的環(huán)節(jié)。

 

 

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(fā)改委出臺了《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(xù)22個工作日移動平均價格變化超過4%時，可相應調(diào)整國內(nèi)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(diào)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(diào)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(nèi)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(diào)價間隔縮短至10天，同時取消了4%的油價變動幅度要求。不同于煤電價格聯(lián)動機制，成品油價格調(diào)整機制是自動的，只要滿足條件，國家發(fā)改委就對成品油價格進行調(diào)整。

 

隨著中國經(jīng)濟的快速發(fā)展，國內(nèi)石油產(chǎn)量已經(jīng)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(chuàng)新高，2018年已達70%。國內(nèi)生產(chǎn)原油的成本高，再加上節(jié)能和環(huán)保方面的考量，國家發(fā)改委決定，從2016年1月起，當原油價格每桶低于40美元時，上述成品油價格不再隨原油價格變動做調(diào)整。

 

通過定價機制的調(diào)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(xiàn)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(nèi)影響因素。今后成品油定價機制應更多考慮國內(nèi)因素，以便更好地反映國內(nèi)成品油供需情況。從長期看，成品油價格的市場化程度取決于多大程度上解決“三桶油”在石油進口、上游勘探、生產(chǎn)和管輸環(huán)節(jié)的壟斷問題。

 

 

天然氣是清潔能源。伴隨執(zhí)行嚴格的環(huán)境政策，國家不斷調(diào)整不合理天然氣價格，以便通過天然氣替代煤炭解決環(huán)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(huán)節(jié)調(diào)整為門站環(huán)節(jié)，實行最高上限價格管理，并將定價方法由“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(jié)兩廣試點經(jīng)驗基礎上，在全國范圍內(nèi)推廣非居民用氣價格形成新機制。同時，為減少改革阻力，區(qū)分存量氣和增量氣，增量氣價格一步調(diào)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(diào)整。2018年6月國家發(fā)改委決定統(tǒng)一居民用氣與非居民用氣價格，并要求各個省在規(guī)定時間內(nèi)完成價格的調(diào)整機制。氣價統(tǒng)一可避免城市燃氣公司不愿意把氣賣給居民而是賣給可獲利更多的工商業(yè)企業(yè)。

 

未來，天然氣改革要加快建立上下游天然氣價格聯(lián)動機制，放開上下游競爭性環(huán)節(jié)，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(yè)務獨立，管網(wǎng)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(xiàn)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(wǎng)公司，無疑將是天然氣體制改革中最為根本性的措施，有助于實現(xiàn)“管住中間，放開兩頭”的改革目標。但是，管網(wǎng)公司成立帶來的影響也不容忽視，如對市場結(jié)構(gòu)的影響。目前天然氣市場在“以產(chǎn)定需”“以產(chǎn)定銷”的銷售模式下容易實現(xiàn)供需基本平衡。但國家管網(wǎng)公司成立后，供需基本平衡將會被打破，市場供需不平衡將成為常態(tài)，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(fā)。管網(wǎng)建設也存在因資金來源單一，面臨投資規(guī)模和建設速度放緩的風險。目前，主要油氣企業(yè)通過上游和下游的利潤來補充管網(wǎng)建設的資金。國家管網(wǎng)公司成立后，管網(wǎng)建設的壓力將轉(zhuǎn)移到管網(wǎng)公司單一企業(yè)上來。這樣，管輸價將變得至為關鍵，合理的價格水平將關系到保障管網(wǎng)建設資金和有利于天然氣消費的平衡。目前天然氣門站價是將氣源出廠價與長輸管網(wǎng)管輸價捆綁在一起測算的。國家管網(wǎng)公司成立后，長輸管網(wǎng)管輸價從天然氣門站價中剝離出來。那么，現(xiàn)行通過“準許成本+合理收益”原則核定管輸價的計費方式或需改變，采用國際通用的按照“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(qū)天然氣價格承受能力的提高，國家管網(wǎng)公司成立有利于實現(xiàn)管網(wǎng)的全面互聯(lián)互通，真正實現(xiàn)全國一張網(wǎng)，油氣管道將來可能會采取“同網(wǎng)同價”的方式來計費。

 

 

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(wǎng)分開”，將電網(wǎng)的發(fā)電環(huán)節(jié)完全分離，形成了相互競爭的五大電力集團。由于發(fā)電環(huán)節(jié)相互之間的競爭，發(fā)電行業(yè)的投資規(guī)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(wǎng)壟斷問題一直沒有解決。2015年3月中共中央、國務院頒布《關于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(xiàn)在的電網(wǎng)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(wǎng)是統(tǒng)購統(tǒng)銷，買電和賣電價格都由電網(wǎng)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(wǎng)不再是這種盈利模式。電網(wǎng)按照國家核定的輸配電價（含線損）收過網(wǎng)費，市場交易的上網(wǎng)電價，加上過網(wǎng)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(wǎng)電量，以及居民、農(nóng)業(yè)、重要公用事業(yè)和公益性服務用電，繼續(xù)執(zhí)行政府定價。

 

對于電力行業(yè)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(wǎng)輸配）、放開售電側(cè)，盡管只是放開新增售電部分。按照新電改方案，電網(wǎng)只收國家核定的過網(wǎng)費，下游銷售端放開，那么如何解決電網(wǎng)調(diào)度的問題？銷售端買賣雙方不同價格，電網(wǎng)只收過網(wǎng)費，買賣雙方的價格高低與它沒有關系，這種情況下電網(wǎng)的優(yōu)先調(diào)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(wǎng)費已經(jīng)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(tǒng)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(chǎn)要素價格改革不徹底，中國經(jīng)濟改革就遠沒完成。

 

（本文系國家自然科學基金面上項目“基于多區(qū)域、混合型的大型動態(tài)耦合綜合評價模型對中國二氧化碳減排的技術經(jīng)濟路徑、成本與政策研究”（71373055）階段性成果）

 

本文作者：張中祥（作者系天津大學馬寅初經(jīng)濟學院院長、教授，國家能源、環(huán)境和產(chǎn)業(yè)經(jīng)濟研究院院長）

 

原標題:張中祥：中國能源價格改革回溯與展望