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中国能源价格改革回溯与展望
2019年06月05日 09:47 来源:中国社会科学网-中国社会科学报 作者:张中祥 字号

内容摘要:之后,价格改革的总体趋势是逐步去除由中央政府垄断定价,转向一个更市场化的定价机制,进而使价格改革取得了长足进步。现在社会上绝大部分商品都已由市场定价,还没有真正市场化或者市场化程度不高的商品已不多,能源是其中之一。总体来看,煤炭价格市场化程度最高,而电力价格市场化改革较为滞后。煤炭价格改革中国的能源生产和消费主要依靠煤炭,这种趋势相当长时间内不会改变。首先是2011年底在广东、广西开展天然气价格形成机制改革试点,将天然气价格管理由出厂环节调整为门站环节,实行最高上限价格管理,并将定价方法由“成本加成”定价改为“市场净回值”定价,把天然气的价格与燃料油、液化石油气等可替代能源价格挂钩。

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  让市场在资源配置中起决定性作用,需要对价格机制进行改革以便给市场传递正确信号。中国从1984年开始实施价格双轨制,允许国有企业在计划产量之外按照不超过国家规定价格20%向市场出售产品。1985年初又取消了价格上浮限制,允许计划外产量价格由买卖双方协商决定。之后,价格改革的总体趋势是逐步去除由中央政府垄断定价,转向一个更市场化的定价机制,进而使价格改革取得了长足进步。现在社会上绝大部分商品都已由市场定价,还没有真正市场化或者市场化程度不高的商品已不多,能源是其中之一。而不同能源品种,相关价格改革的速度和力度差异非常大。总体来看,煤炭价格市场化程度最高,而电力价格市场化改革较为滞后。

  煤炭价格改革

  中国的能源生产和消费主要依靠煤炭,这种趋势相当长时间内不会改变。因此,煤炭价格及其改革至关重要。

  煤炭可用于发电和供热,也可用于其他用途。用于其他用途的煤炭价格从1993年开始全部市场化了,但用于发电的煤炭,即所谓的动力煤或电煤,还是由国家定价。趋势是煤炭越来越多地用于发电。目前,全国一半以上的煤炭消费用于发电和供热。电煤价格是国家控制,其他用煤的价格是市场化的。对煤电厂来讲,煤炭成本大约占到发电成本的70%。煤矿不愿意把煤卖给煤电厂,因为卖给他们价格低。对煤电厂来说,在市场上购煤变得越来越困难。

  为了理顺煤电价格关系,2004年,国家发改委改革了过去“一机一价”的定价办法,建立了煤电价格联动机制,以半年为周期,当周期内平均煤价变化幅度超过5%时,相应调整电价。同时,为减缓煤炭价格上涨对推高用电成本的影响,规定由发电企业内部消化30%的煤价上涨因素。2015年底国家发改委对煤电价格联动机制又做了调整。完善后的煤电联动机制自2016年1月1日起实施,以一个年度为周期,当周期内煤价超过5%时就对电价进行调整,同时允许发电企业把燃料成本增加的90%转嫁给电网。煤电联动机制并不是一个自动机制。2017年煤炭价格涨得快,符合煤电价格联动规定要求,但国家发改委并没有对电价做调整。

  虽然取消了煤炭价格双轨制,但并未形成全国性的煤炭市场。下一步煤炭改革的关键是要从产业链角度考虑,重点改革那些产业链中亟须纳入市场化但仍由国家控制的环节。

  成品油价格改革

  自1998年开始,中国原油价格就与世界接轨,但成品油价格还是由国家定价。2009年5月,国家发改委出台了《石油价格管理办法(试行)》,进一步确定了成品油价格形成机制。当国际市场原油连续22个工作日移动平均价格变化超过4%时,可相应调整国内成品油价格。但是成品油定价机制存在两个主要问题。一是调价周期太长,不能够及时反映国际油价变动情况。二是设定了调价的油价变动幅度要达到4%,造成国际油价变动不能及时反映到国内成品油的价格上来。针对这些问题,2013年开始实施更市场化导向的成品油定价机制,调价间隔缩短至10天,同时取消了4%的油价变动幅度要求。不同于煤电价格联动机制,成品油价格调整机制是自动的,只要满足条件,国家发改委就对成品油价格进行调整。

  随着中国经济的快速发展,国内石油产量已经不能满足其日益增长的需求,随之而来的是对国外进口石油需求的不断攀升,导致石油对外依存度屡创新高,2018年已达70%。国内生产原油的成本高,再加上节能和环保方面的考量,国家发改委决定,从2016年1月起,当原油价格每桶低于40美元时,上述成品油价格不再随原油价格变动做调整。

  通过定价机制的调整,成品油价格已能比较及时地反映国际油价的变动情况,但与消费者的感受认知存在一定反差。这可能主要是现行成品油定价机制仅考虑了国外市场原油价格,而忽略了国内影响因素。今后成品油定价机制应更多考虑国内因素,以便更好地反映国内成品油供需情况。从长期看,成品油价格的市场化程度取决于多大程度上解决“三桶油”在石油进口、上游勘探、生产和管输环节的垄断问题。

  天然气价格改革

  天然气是清洁能源。伴随执行严格的环境政策,国家不断调整不合理天然气价格,以便通过天然气替代煤炭解决环境污染的问题。

  首先是2011年底在广东、广西开展天然气价格形成机制改革试点,将天然气价格管理由出厂环节调整为门站环节,实行最高上限价格管理,并将定价方法由“成本加成”定价改为“市场净回值”定价,把天然气的价格与燃料油、液化石油气等可替代能源价格挂钩。2013年6月,在总结两广试点经验基础上,在全国范围内推广非居民用气价格形成新机制。同时,为减少改革阻力,区分存量气和增量气,增量气价格一步调整到与可替代能源价格保持合理比价的水平,存量气价格分三步调整。2018年6月国家发改委决定统一居民用气与非居民用气价格,并要求各个省在规定时间内完成价格的调整机制。气价统一可避免城市燃气公司不愿意把气卖给居民而是卖给可获利更多的工商业企业。

  未来,天然气改革要加快建立上下游天然气价格联动机制,放开上下游竞争性环节,广开气源,增加供给。改革管道运输价格定价机制,国家核定管输价格,实施管道独立运行,管输业务独立,管网向第三方市场主体公平开放,输售分开,促进上下游天然气供需双方高效衔接,更大程度地实现天然气价格市场化。2019年“两会”期间提出的组建国家石油天然气管网公司,无疑将是天然气体制改革中最为根本性的措施,有助于实现“管住中间,放开两头”的改革目标。但是,管网公司成立带来的影响也不容忽视,如对市场结构的影响。目前天然气市场在“以产定需”“以产定销”的销售模式下容易实现供需基本平衡。但国家管网公司成立后,供需基本平衡将会被打破,市场供需不平衡将成为常态,市场供求矛盾可能变得更加突出,可能导致市场交易违约事件频发。管网建设也存在因资金来源单一,面临投资规模和建设速度放缓的风险。目前,主要油气企业通过上游和下游的利润来补充管网建设的资金。国家管网公司成立后,管网建设的压力将转移到管网公司单一企业上来。这样,管输价将变得至为关键,合理的价格水平将关系到保障管网建设资金和有利于天然气消费的平衡。目前天然气门站价是将气源出厂价与长输管网管输价捆绑在一起测算的。国家管网公司成立后,长输管网管输价从天然气门站价中剥离出来。那么,现行通过“准许成本+合理收益”原则核定管输价的计费方式或需改变,采用国际通用的按照“使用费”和“容量费”两部制分别计费。同时,考虑到上游的气源将变得多样化,且随着对天然气需求越来越大,以及不同地区天然气价格承受能力的提高,国家管网公司成立有利于实现管网的全面互联互通,真正实现全国一张网,油气管道将来可能会采取“同网同价”的方式来计费。

  电力价格改革

  新中国成立以来,电力部门一直由国家垄断。2002年电力体制改革,国家实施“厂网分开”,将电网的发电环节完全分离,形成了相互竞争的五大电力集团。由于发电环节相互之间的竞争,发电行业的投资规模和装机容量不断扩大,基本上解决了长期困扰人们的“电荒”问题。但电网垄断问题一直没有解决。2015年3月中共中央、国务院颁布《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》,即所谓“9号文”,在“管住中间,放开两头”改革总体设计思路指导下,开启了新一轮电力体制改革。

  现在的电网盈利模式有点像改革伊始时主要靠赚取贷款与存款利差生存的银行。电网是统购统销,买电和卖电价格都由电网决定,获取卖电与买电之间的价格差。按照新一轮电改方案,电网不再是这种盈利模式。电网按照国家核定的输配电价(含线损)收过网费,市场交易的上网电价,加上过网费,再加上电力附加,形成参与电力市场交易的用户购电价格。而其他没有参与直接交易和竞价交易的上网电量,以及居民、农业、重要公用事业和公益性服务用电,继续执行政府定价。

  对于电力行业来讲,真正的改革是“管住中间,放开两头”,政府通过核定输配电价管住中间(电网输配)、放开售电侧,尽管只是放开新增售电部分。按照新电改方案,电网只收国家核定的过网费,下游销售端放开,那么如何解决电网调度的问题?销售端买卖双方不同价格,电网只收过网费,买卖双方的价格高低与它没有关系,这种情况下电网的优先调度次序如何决定?国家把降电价作为“三去一补一降”的重要工作来抓。但目前来看,过网费已经核定是不变的了,电厂在喊亏损,用户又普遍感觉电价高,整个电力系统利益攸关的三方都在叫屈,而降电价需要至少其中一方让利。可见,电力体制改革迫切需要减轻市场建设的约束和包袱。

  总之,中国能源价格改革取得了长足进步,但改革还不彻底。只要这个主要生产要素价格改革不彻底,中国经济改革就远没完成。

 

  (本文系国家自然科学基金面上项目“基于多区域、混合型的大型动态耦合综合评价模型对中国二氧化碳减排的技术经济路径、成本与政策研究”(71373055)阶段性成果)

  (作者系天津大学马寅初经济学院院长、教授,国家能源、环境和产业经济研究院院长)

 

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姓名:张中祥 工作单位:

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