中国能源改革的关键：最大阻碍是价格大幅上涨

[在煤炭价格上涨、市场煤价格大幅高于计划煤价格的时期，煤电供需矛盾最为突出。2002年，重点合同煤仅有9000万吨成交，约相当于电煤总量的三分之一。]

过去几十年，中国能源行业的首要发展目标是支持经济快速增长和满足能源需求。在经济快速发展阶段，能源的主要矛盾是供给能力不足，能源行业重在规模扩张。随着中国经济增长进入新常态，能源供需已由不足转为相对过剩，能源行业发展也转为注重环境治理和提高能源效率。伴随着能源发展目标的变换，能源行业为提高效率的市场化改革在不断加强。

2014年6月，中央财经领导小组第六次会议指出，推动能源革命，打通能源发展快车道。坚定不移推进改革，还原能源商品属性，构建有效竞争的市场结构和市场体系，形成主要由市场决定能源价格的机制。进一步明确了能源改革的基本原则和思路。

2015年10月国务院发布了《中共中央国务院关于推进价格机制改革的若干意见》(下称《意见》)。文件明确指出“价格机制是市场机制的核心，市场决定价格是市场在资源配置中起决定性作用的关键”。《意见》强调“加快推进能源价格市场化”，按照“管住中间、放开两头”总体思路，推进电力、天然气等能源价格改革，促进市场主体多元化竞争，稳妥处理和逐步减少交叉补贴，还原能源商品属性。

《意见》涉及能源价格改革，也提出了能源体制改革。中国能源体制改革与能源价格改革是一个相互依赖和支持的过程。“放开两头、管住中间”既是能源体制改革的基本思路，同时也与价格改革相关，所以能源体制改革基本上与价格改革同行。“管住中间”是针对能源的自然垄断，“放开两头”可以为民营资本提供投资机会，促进市场主体多元化竞争环境是能源价格由市场决定的基本条件，因此也需要体制改革支持价格机制改革。

能源体制改革和能源价格市场化改革密切相关，相互促进，既有改革的复杂性，也受宏观经济的影响，因此是一个复杂的渐进过程。从上世纪80年代开始，中国的能源改革已走过了30多年。

煤炭和电力市场改革

煤炭是中国最主要的能源品种，目前占一次能源消费的62%，约一半的煤炭消费用于发电。由于分别处在一个产业链的上下游，煤炭市场化改革和电力市场化改革之间有着密切联系。二者的市场化改革都始于1985年前后。

1985年对于统配煤矿实行投入产出承包制度。当时国内煤炭市场基本呈现出供大于求的状态。该时期的煤炭价格包括计划价、指导价和议价三种类型。在当时情况下，燃煤电厂的计划指标被称为“计划煤”。在煤炭订货会上，重点煤炭企业跟电厂签订的供煤合同中的煤炭被称为“重点合同煤”;其他直接采购的煤炭为“市场煤”。从历史数据来看，除部分年份外(1999年、2000年)，1990年后市场煤价格均高于重点合同煤，两者相差最高时可达到每吨400元。

在特定的历史时期，煤炭价格双轨制对支持经济发展发挥了重要作用，缓解了煤炭企业的财务困难，增加了生产积极性。但其运行过程中也出现了一些问题，重点合同煤炭价格和市场煤价格的大幅背离，使得煤炭供需难以靠市场实现均衡。而且管制下的计划煤炭价格也不利于发挥市场在资源配置中的作用。

随着煤炭价格走高和下游行业价格逐步放开，煤炭实行市场化定价的压力逐年增加。1994年政府开始放开煤炭价格，但由于电价受到政府管制，煤电矛盾日益突出。通常表现为当煤价走高时，电价无法及时调整，电力企业无法承担高企的煤炭价格，而煤炭企业也不愿低价向电力企业供煤。1996年政府再次对电煤实行指导价，以缓解当时的煤电供应矛盾。除了市场煤和重点合同煤的差价导致煤炭企业缺乏动力履行合约，当时煤炭运输能力严重缺乏，也是煤电矛盾突出的另一个重要方面。由于铁路运力受限，即使有重点煤供货合同，没有运力指标，合同依然难以得到有效履行。

在煤炭价格上涨、市场煤价格大幅高于计划煤价格的时期，煤电供需矛盾最为突出。2002年，重点合同煤仅有9000万吨成交，约相当于电煤总量的三分之一。政府实行的电煤价格管制带来了一系列行业问题。计划煤和市场煤价格的差距催生了寻租行为。为了解决电煤供应的尴尬状况，政府逐步推出了煤电联动机制。

煤炭价格的市场化改革从1993年逐步拉开帷幕，国务院于2012年颁布《关于深化电煤市场化改革的指导意见》，标志着双轨制终结和煤炭价格市场化基本形成。煤炭价格双轨制的终结和煤电联动政策的实施对于理顺煤炭价格、逐渐形成以市场为基础的资源配置方式，以及还原煤炭的商品属性等方面，具有重要意义。

电力市场化改革同样可以追溯至1985年前后。上世纪70年代末开始考虑售电环节的差别电价政策，慢慢推行了季节电价和峰谷电价等政策。到了80年代，上网电价逐渐形成，电价中开始引入燃料成本变动和投资回报的考量。1985年政府出台《关于鼓励集资办电和实行多种电价的暂行规定》，部分放开了发电侧市场，并开始实施电价随燃运加价浮动政策，由此鼓励地方、部门和企业投资建设电厂，鼓励多元所有制电力发展。

1985年后的电力价格改革，逐渐形成了指导电价与指令电价共存的较为繁杂的电价体系。指令电价的主要模式是还本付息，由投产期、还贷期、还贷后三段式计算电价，按成本、税金、合理利润厘定厂售电价。指导电价主要实行“一厂一价”、“一机一价”、“新电新价”与“老电老价”等九种指导性电价。2001年政府进一步将正在执行的三段式还本付息电价改为按发电项目经营期核定平均上网电价，新建电厂按经营期平均上网电价核定。2002年后，电价改革伴随着体制改革进一步深化，在厂网分开的基础上形成上网电价，电网与用户之间则形成销售电价。上网电价与销售电价由政府制定价格标准。

2014年底开始逐步推进新一轮电改。从售电侧起步，确立电网企业新的盈利模式，不再以上网电价和销售电价之差作为收入来源，而是核定出合理、独立的输配电价并收取过网费。同时，允许多种所有制资本进入配电侧和售电侧的增量部分。另一方面，部分电量通过市场竞争定价。2017年全国市场化交易电量力争达到全社会用电量的35%以上。

煤与电的矛盾一直是能源行业最为醒目的矛盾。2004年底政府出台了煤电价格联动实施办法。由于经济快速发展对能源的压力增大，政府无法按照煤电联动机制调整电价，煤电矛盾激化。2013年重启了煤电联动机制，现实中依然无法按联动机制进行及时和足额调整。近期政府提出要进一步完善煤电联动机制。完善煤电价格联动机制的基本思路，主要是指政府严格按照煤电联动机制所规定的时间和幅度进行上网电价调整，以及考虑如何向终端电价联动。

成品油市场改革

中国的石油工业起步于1955年，此后经历了一个快速发展的时期。然而1981年原油产量首次出现下降。为促进石油工业发展，当时政府提出了原油产量包干计划。原油产量包干改变了之前国家对油田的统购统销，原油市场开始呈现市场和计划并存，计划内平价、计划内高价和计划外市场价等多种价格并存的局面，成品油价格也迎来了政府定价和市场定价并存的双轨阶段。

成品油价格进入双轨阶段后，计划内和计划外的价格差距开始拉大，油品倒卖、走私等现象日益严重。为了维持油品市场秩序，政府开始对油品的生产和流通环节进行整顿，在1994年发布了《国务院转批国家计委、国家经贸委关于改革原油、成品油流通体制通知》，对原油和成品油的生产、进口、流通和价格分别进行了规定。政府定价和严格监管虽有效遏制了当时油品市场存在的市场混乱，但石油价格仍由国家管制并长期保持不变。为了顺应市场经济的潮流，1998年开始进行油品的市场化定价机制改革尝试。

1998年，出于能源安全、行业发展等各方面考虑，石油工业体制开始了重大改革。国家首先根据“产业上中下游一体化、国内外贸易一体化、产销一体化”的原则，组建三大国有油气公司。其次，政府于1998年出台《原油、成品油价格改革方案》(又称“98方案”)。方案提出的改革目标是“建立与国际市场油价变动相适应，在政府调控下的原油和成品油市场形成价格机制”。“98方案”的出台标志着国内成品油市场开始与国际接轨。2000年政府将成品油价格挂靠新加坡成品油价格进行每月调整。2001年转而同新加坡、鹿特丹和纽约三地的市场价格挂钩。但由于油价调整的时滞，以及成品油价格和原油价格之间传递机制的缺陷，“油荒”和“批零倒挂”屡见不鲜。

2006年成品油定价改为以布伦特、迪拜和米纳斯三地的原油价格为参考标准，加上合理的炼油成本、流通费用、关税及合理利润等形成零售基准价。同年3月推出了包括石油企业内部利益调节机制、相关行业价格联动机制等在内的四项配套措施。至此，国内成品油市场基本上与国际原油市场接轨。

2008年，《国务院关于实施成品油价格和税费改革的通知》出台，除了成品油税费改革外，再次明确了成品油定价机制的相关细节。汽油和柴油零售价格把原来围绕基准价上下浮动改为最高零售价格，可在不超过最高零售价格的前提下自主制定零售价格。当国际市场原油价格持续上涨或剧烈波动时，政府将继续对汽、柴油价格进行适当调控。

2009年5月，《石油价格管理办法(试行)》出台，对成品油和原油价格形成机制进行了说明和调整。2013年政府再次对成品油定价机制做出调整，主要将调价周期从22个工作日缩短至10个工作日。2016年1月为了提升油品质量，确保石油供应，国家再次出台《国家发展改革委关于进一步完善成品油价格形成机制有关问题的通知》。

总的来看，从1998开始，国内成品油定价机制历经了8次调整。如果将定价机制的改革时间线同国内油品市场的供需及对外依存变动联系，可以发现成品油定价机制改革调整都发生在油品市场供需出现比较大变动的时候。目前成品油价格机制将国内成品油价格与国际原油价格挂钩联动，但油价调整仍由政府决定宣布，所以，进一步的市场化改革方向应是成品油价格由国内市场供需决定。

天然气市场化改革

一直以来，天然气价格实行政府管制，按照产业链的上中下游对定价实行分段管理，即分为出厂价、管输价和配气价。其中城市门站价格由出厂价和管输价构成，终端用户价格在城市门站价的基础上加上管网的输配费用。在2013年6月的天然气价格改革前，产输配三个环节都实行国家指导价。产输环节由发改委制定，配送环节则由地方政府制定。

从天然气出厂价来看，天然气出厂价格水平具有鲜明时代性。1950~1993年属于政府管制定价阶段，又可进一步细分为两个阶段：1950~1981年的低气价阶段和1982~1993年的双轨制价格阶段。从1993年开始，天然气出厂价格进入政府定价和指导价并存，政府设定指导价并允许双向浮动。2005年底天然气价定价机制开始改革，政府取消了对出厂价的直接定价，实行政府指导价。

2015年的改革将非居民用气由最高门站价格管理改为基准门站价格管理，供需双方可以基准门站价格为基础，上浮20%、下浮不限的范围内协商确定价格。民用天然气则采取居民阶梯气价，针对不同的用气量征收不同价位的气价，在提高资源使用效率的同时，对目标群体保留一定补贴。2018年5月实现了居民与非居民用气基准门站价格管理的衔接。

总结与展望

在中国从计划经济向市场经济转型的过程中，同其他行业一样，能源行业的体制机制改革也经历了一个逐渐改革过程，取得了很大成就。

纵观能源体制和价格市场化改革的各个过程，可以发现，在能源价格高涨时期，为了保证能源的稳定供应，市场化改革步伐相对较慢。因此，中国能源改革有两个基本前提条件：一是能源供需必须宽松，因为政府很难在能源短缺时进行改革。二是能源价格必须是稳定的。因为能源价格改革的最大阻碍是改革导致价格大幅上涨。如果能源改革只是改变定价方式，价格不变甚至降价，改革将受到欢迎。因为消费者更关心的是改革是否导致价格上涨，而不是政府以何种方式定价。因此，在低能源价格时进行改革，可以将改革对经济增长和社会稳定的影响最小化。

进一步能源改革的基本思路，是在完善能源行业政企分开、油气网运分开，电力售电侧改革的基础上，逐步建成能源行业“管住中间、放开两头”的体制架构，形成能源市场化竞争机制。重视向社会资本开放，通过放开竞争性环节价格，逐步放开公益性和调节性以外的能源计划。

政府的能源管理职能需要相应转变，通过研究和提出适合中国国情的能源行业体制，在强化政府能源监管的同时，如果有必要干预能源市场，则尽可能采用市场化手段进行干预。政府在逐步放开能源计划约束的同时，需要加强能源行业战略规划。任何能源改革都必须将能源行业安全高效运行和可靠供应作为大前提，这是政府能源职能的关键所在。

由于能源改革对能源行业将产生深远影响，鉴于中国的能源消费量和市场份额，改革导致的能源结构和能源生产与消费方式的改变，对于其他亚洲国家乃至全球能源市场都将产生巨大影响。一个更加清洁和可持续的中国能源产业，也是国际和亚洲能源可持续的重要保障。