當前，我國能源價格正處于政府定價向市場定價轉(zhuǎn)型的過渡時期，利益關(guān)系敏感復(fù)雜，社會各方面高度關(guān)注。應(yīng)以改革為主旋律，以放松管制、破除壟斷為重要抓手，加快推行一些有較高社會共識、改革成本和風(fēng)險較小的舉措，以點帶面，牽一發(fā)動全身，盤活能源價格工作的全局。
    能源價格改革面臨的新形勢
    “十三五”及未來一段時期，我國能源發(fā)展面臨著推進能源生產(chǎn)和消費革命、保障國家能源戰(zhàn)略安全、實現(xiàn)由能源大國向能源強國轉(zhuǎn)變的艱巨任務(wù)。同時，圍繞新能源和信息技術(shù)的變革融合，全球有可能引發(fā)新一輪工業(yè)革命和經(jīng)濟發(fā)展模式轉(zhuǎn)型，分布式能源、智能電網(wǎng)、電動汽車、能源互聯(lián)網(wǎng)等新興產(chǎn)業(yè)發(fā)展方興未艾，將對世界各國的能源與經(jīng)濟發(fā)展產(chǎn)生深遠影響。能源科技加速創(chuàng)新、能源經(jīng)濟新業(yè)態(tài)不斷涌現(xiàn)、能源生產(chǎn)和消費革命不斷深化，為我國能源體制改革和價格改革提供了新的模式、思路和空間，也提出了更高更緊迫的要求。長期以來，受多種因素制約，我國能源深層次體制機制矛盾突出，能源市場結(jié)構(gòu)和體系不健全，政府管理缺位和越位并存，市場建設(shè)和價格改革滯后，競爭機制和科學(xué)靈活的價格調(diào)節(jié)機制尚未形成，不能有效反映資源稀缺程度、供求關(guān)系、生態(tài)環(huán)境價值和代際補償成本，市場配置資源的決定性作用沒有得到充分發(fā)揮，不能適應(yīng)新形勢下能源科學(xué)可持續(xù)發(fā)展的需要，已成為推進能源革命、轉(zhuǎn)變發(fā)展方式的重要障礙。
    價格改革是能源體制改革的核心，也是最難啃的“硬骨頭”，將是一場艱巨、復(fù)雜的攻堅戰(zhàn)，對改革的條件、時機、外部環(huán)境要求較高，有利的改革窗口期轉(zhuǎn)瞬即逝。當前我國經(jīng)濟發(fā)展進入新常態(tài)，物價總水平相對平穩(wěn)，能源供求關(guān)系寬松，非常有利于推進能源價格改革。去年6月，習(xí)近平總書記在中央財經(jīng)領(lǐng)導(dǎo)小組第六次會議上提出了能源“四個革命、一個合作”的戰(zhàn)略思想，去年底國務(wù)院召開常務(wù)會議專門部署加快推進價格改革，最近黨中央、國務(wù)院出臺了《關(guān)于進一步深化電力體制改革的若干意見》（中發(fā)[2015]9號），均為能源價格改革創(chuàng)造了良好的輿論氛圍、體制條件和外部環(huán)境。應(yīng)抓住這一難得的歷史機遇，加快推進能源價格改革，統(tǒng)籌發(fā)揮市場機制作用和政府宏觀調(diào)控能力，實現(xiàn)能源集約高效清潔發(fā)展，提高能源系統(tǒng)效率、經(jīng)濟效益和全社會能源福利水平，同時極大提升我國能源產(chǎn)業(yè)和經(jīng)濟發(fā)展的國際競爭力。
    改革總體思路及戰(zhàn)略目標
    （一）以破除壟斷為抓手大力推進市場化改革。改革能源體制、破除壟斷是能源價格市場化改革的關(guān)鍵。不破除壟斷，不能形成競爭性的市場結(jié)構(gòu)和多元化市場主體，市場價格機制便無從發(fā)揮作用，即使強制性放開價格，也會因其他條件不成熟使改革成效大打折扣或者無功而返，甚至產(chǎn)生負面效應(yīng)。因此，能源價格改革不但要適應(yīng)體制改革的需要，還要通過倒逼機制主動提出打破壟斷等體制改革的任務(wù)和要求，為價格改革營造良好的體制環(huán)境，使價格改革和體制改革相互促進，相得益彰。應(yīng)推動電力、油氣等重點領(lǐng)域體制改革進度，相應(yīng)改革價格形成機制和管理方式。對非自然壟斷領(lǐng)域，要積極創(chuàng)造條件推進市場化改革，已具備競爭條件的要盡快放開價格。
    （二）提高政府定價的科學(xué)性和前瞻性。能源價格盡管依附于體制，但又有其相對獨立性，在體制不變的情況下，能源價格依然有較大的改革空間。因此，對暫不具備競爭條件的自然壟斷、公益性產(chǎn)品和服務(wù)價格，如輸配電和油氣管輸?shù)染W(wǎng)絡(luò)性輸送價格，以及居民用電、用氣價格等，應(yīng)理直氣壯地由政府管制，但要嚴格投資和成本監(jiān)管，主動加強對標管理和約束。在符合宏觀政策取向（節(jié)能減排、綠色低碳、保障民生等）的前提下，可模擬市場建立“獎優(yōu)罰劣”的評價考核機制并事先公布，提高管理效能，徹底改變以前被動、跟隨式調(diào)整價格的模式。同時，可配合利用財稅、市場交易等調(diào)控手段，合理反映生態(tài)環(huán)境治理等外部性成本，使能源價格與宏觀經(jīng)濟政策及消費者承受能力相適應(yīng)。
    （三）避免價格改革成為單向的“漲價游戲”。應(yīng)開門搞改革，廣開言路，集思廣益，充分聽取各方面尤其是持反對立場人士的意見，使改革的邏輯被社會公眾普遍理解和接受，改革的節(jié)奏和力度主要由市場來調(diào)節(jié)。要讓能源價格有升有降成為常態(tài)，給消費者更多自主選擇權(quán)，逐步提高社會各方面適應(yīng)市場、理性預(yù)期、提前應(yīng)變的能力。
    （四）因時制宜創(chuàng)新價格改革與管理方式。能源各行業(yè)、上中下游各環(huán)節(jié)以及不同地區(qū)之間情況千差萬別，各有特點和規(guī)律，對改革的承受能力也各不相同，用一種模式推行價格改革并畢其功于一役是不現(xiàn)實的，不能迫于改革的壓力一哄而上，胡子眉毛一把抓，更不能急功近利，強行實施一些并不成熟的改革舉措。應(yīng)抓住當前有利時機，統(tǒng)籌規(guī)劃、總體設(shè)計、分類推進、分步實施。對實踐亟需、時機成熟的重點領(lǐng)域改革，應(yīng)集中力量打“殲滅戰(zhàn)”，力爭實現(xiàn)重點突破。要在推改革與防通縮、促環(huán)保、穩(wěn)民生之間找到均衡化路徑，促進能源價格日常管理與改革工作統(tǒng)籌協(xié)調(diào)，實現(xiàn)平穩(wěn)過渡。
    （五）處理好價格放開與下放的辯證關(guān)系。要遵循能源價格管理的規(guī)律，做到收放結(jié)合，張馳有度。對那些本應(yīng)放給市場的能源價格，不能為了減少責(zé)任和規(guī)避風(fēng)險，不加區(qū)分簡單下放給地方，否則不僅于事無補，還會帶來新的矛盾和問題。只有對仍需由政府定價的能源價格，才能根據(jù)其影響范圍和性質(zhì)，遵循責(zé)權(quán)利對等原則，將適宜由地方管理的下放給地方政府；對涉及全國和跨省區(qū)布局優(yōu)化及利益關(guān)系的能源價格，應(yīng)旗幟鮮明地由中央政府管理。
    近期重點改革舉措
    （一）推進電價市場化改革，一攬子破解煤電矛盾和新能源上網(wǎng)等難題
    煤電矛盾是長期困擾能源價格工作的突出問題，當前矛盾雖已緩解，但“市場煤”和“計劃電”非對稱體制的弊端依然存在?，F(xiàn)行的煤電聯(lián)動機制只能實現(xiàn)價格的“機械傳導(dǎo)”，對非理性的漲價或壓價、成本“虛增”等都沒有約束作用，且調(diào)整時間嚴重滯后甚至產(chǎn)生“反調(diào)節(jié)”效應(yīng)，不利于從根本上化解煤電矛盾，只能作為一種過渡性措施?？稍偕茉春头植际侥茉瓷暇W(wǎng)難、消納難，是制約新能源產(chǎn)業(yè)健康發(fā)展的主要短板，也是被社會詬病較多的問題，亟需從價格機制和政策上尋找出路。
    上述問題的根源在于電價機制不合理、不靈活，而好的電價機制難以形成和起作用，主要又是因為現(xiàn)行電網(wǎng)公司的功能定位阻礙了市場發(fā)育和發(fā)展，不適應(yīng)新興能源產(chǎn)業(yè)發(fā)展壯大的需要。要從根本上破解這些難題，核心是構(gòu)建新的價格機制，關(guān)鍵抓手在電網(wǎng)。
    我國目前電網(wǎng)公司“獨買獨賣”的電力體制和嚴格的電價管制,客觀上阻隔了電力生產(chǎn)者和消費者之間的信息傳導(dǎo)，使市場機制基本失靈。因此，當前改革最緊迫的任務(wù)，不是簡單放開電價，而是結(jié)合電力體制改革，弱化或取消電網(wǎng)企業(yè)獨家買賣電的壟斷權(quán)力，創(chuàng)造條件使發(fā)電企業(yè)與用戶直接“見面”交易，真正讓市場發(fā)揮決定性作用，形成及時反映供求關(guān)系和承受能力的價格，使價格信號能在上下游相關(guān)產(chǎn)業(yè)間順暢傳導(dǎo)，有效調(diào)節(jié)能源生產(chǎn)和消費。建議重點推進以下改革：
    一是分批放開售電業(yè)務(wù)，先建立大用戶與發(fā)電企業(yè)直接交易機制，擴大發(fā)電、售電領(lǐng)域市場化定價范圍。政府主導(dǎo)，建立統(tǒng)一的市場交易平臺，發(fā)電企業(yè)和符合規(guī)定條件的大用戶強制參與，成交電量和價格由雙方報價決定。對不參與直接交易的居民、農(nóng)業(yè)等中小用戶，電量仍由電網(wǎng)公司作為“保底供電商”統(tǒng)購統(tǒng)銷，電價由政府調(diào)控。
    二是在嚴格成本監(jiān)管的前提下核定獨立輸配電價，為實施雙邊交易提供清晰透明的過網(wǎng)費信號。獨立的輸配電價可在核減電網(wǎng)無效投資和不合理成本的基礎(chǔ)上，從保持電網(wǎng)現(xiàn)有的購銷差價（含目前工商業(yè)用戶承擔(dān)的交叉補貼額）起步，逐漸過渡到各區(qū)域、省級電網(wǎng)間“對標”管理，按全國先進水平制定“領(lǐng)跑者”輸配電價標準，促進各電網(wǎng)企業(yè)主動提高技術(shù)管理水平，防止其獲取超額壟斷利潤，也使優(yōu)質(zhì)用電大戶能享受到更低的輸電價。上述辦法可在深圳、蒙西等改革試點地區(qū)先行先試，積累經(jīng)驗后在全國推廣。對早期投產(chǎn)的輸電通道，如西電東送、三峽等輸電工程，由于其運行多年后已基本收回投資，可大幅降低輸電價格，為跨省區(qū)輸電騰出價格空間，也為構(gòu)建更大范圍的電力交易市場創(chuàng)造條件。
    三是逐步改變電網(wǎng)公司盈利模式和功能定位。通過逐步擴大雙邊交易范圍，電網(wǎng)企業(yè)統(tǒng)購統(tǒng)銷電量逐漸減少，賺取價差利潤的空間也將逐漸縮小。由此，電網(wǎng)獨家買賣電的特權(quán)將自然消除，電網(wǎng)企業(yè)依靠購銷價差獲利的經(jīng)營模式，將自然過渡到收取過網(wǎng)費或準許收入模式。
    通過以上改革，占總電量約80%的工商業(yè)用戶將逐步擁有用電選擇權(quán)，實現(xiàn)與發(fā)電企業(yè)直接交易，電價由競爭形成，這樣就克服了政府定價信息不對稱、調(diào)節(jié)不靈活、受宏觀調(diào)控影響等局限性，打通了煤價、上網(wǎng)電價與終端用電價格及時傳遞的途徑，將使積重難返的煤電矛盾迎刃而解。
    同時，由于改革后電網(wǎng)企業(yè)只負責(zé)輸配電和電網(wǎng)安全責(zé)任，將基本退出電力買賣的利益鏈，發(fā)電、售電業(yè)務(wù)與電網(wǎng)企業(yè)沒有直接利益關(guān)系，這樣將有利于電網(wǎng)實行公平調(diào)度，從根本上解決可再生能源、分布式能源上網(wǎng)和消納難等問題，有效減少不合理的棄風(fēng)、棄水、棄光限電。
    （二）模擬市場機制，化解氣、電價格不協(xié)調(diào)不匹配矛盾
    天然氣大發(fā)展是我國優(yōu)化能源結(jié)構(gòu)、推動能源生產(chǎn)和消費革命的戰(zhàn)略舉措。據(jù)多方面研究表明，在現(xiàn)有的價格機制和政策下，我國天然氣未來需求增長將明顯放緩。考慮到當前大部分進口天然氣簽的都是“照付不議”合同，“十三五”中后期我國將出現(xiàn)天然氣供過于求的局面，預(yù)計2020年“過?！?00億方以上。但這只是低消費水平下的相對過剩，未來天然氣用不完，主要是因為“用不起”。最突出的是，我國天然氣發(fā)電的價格競爭力嚴重不足，已投產(chǎn)機組利用小時低，大部分虧損，靠財政補貼才能勉強維持運轉(zhuǎn)。從國外經(jīng)驗看，天然氣大發(fā)展必然伴隨著燃氣發(fā)電的大規(guī)模應(yīng)用，而我國現(xiàn)行的氣、電價格政策顯然難以適應(yīng)這一新的發(fā)展需要。
    為了化解上述矛盾，建議改變現(xiàn)行天然氣、電力均實行單一固定價格、且互相沒有關(guān)聯(lián)的定價模式，在氣、電價格均未市場化之前，落實氣、電價格聯(lián)動，同步實施天然氣和電力季節(jié)差別價格，并盡可能拉大價差。天然氣需求的季節(jié)性差異很大，如北京、天津冬天需求量分別是夏天的7倍和5倍，夏天則相對富余（儲氣庫只能容納少量富余天然氣），而夏天恰好是用電的高峰期，因此，氣、電需求具有較強的季節(jié)調(diào)峰互補性。如果設(shè)計好氣、電價格聯(lián)動機制，在夏天用富余的天然氣來發(fā)電，實現(xiàn)低價氣發(fā)高價電，在夏天2000多小時內(nèi)滿發(fā)，其他季節(jié)則少發(fā)并主要用于調(diào)峰，一方面將有效緩解天然氣發(fā)電虧損的困境，使氣電不用財政補貼也基本能自我發(fā)展；另一方面也將平抑天然氣和電力峰谷差過大的矛盾，實現(xiàn)氣、電互濟調(diào)峰，為天然氣大發(fā)展創(chuàng)造有利條件。
    近幾年天然氣價格持續(xù)上漲，用戶的承受能力普遍下降，導(dǎo)致有效需求萎縮，大氣污染防治要求的“煤改氣”和“氣代油”等工程進展緩慢。同時，氣價結(jié)構(gòu)也不合理，發(fā)達國家居民氣價一般是工業(yè)和發(fā)電氣價的2－3倍，而我國為60%左右。因此，在當前國際油價大幅下降的背景下，可通過多元開發(fā)和進口策略（如鼓勵企業(yè)到境外簽訂低價LNG長期供應(yīng)協(xié)議，鎖定氣價風(fēng)險），擴大低成本天然氣的供給來源。在此基礎(chǔ)上，可考慮不同用戶的需求彈性，適當降低發(fā)電、交通、工業(yè)新增用氣價格，提高居民、商業(yè)用氣價格。這樣，將逐步理順天然氣與煤、油、電等可替代能源的比價關(guān)系，避免“黑色能源”替代“綠色能源”的逆替代現(xiàn)象發(fā)生，也才能有效減少交叉補貼，避免政府定價對市場價格的扭曲，進一步提高天然氣的有效需求。
    長遠看，天然氣應(yīng)實行完全市場定價。目前我國已初步形成國產(chǎn)常規(guī)天然氣、煤層氣、頁巖氣、煤制氣以及進口LNG和管道氣等多種氣源競爭的格局，為氣價市場化改革創(chuàng)造了良好條件。應(yīng)加快推進區(qū)域性或全國天然氣交易市場建設(shè)，形成多買多賣格局，增加用戶的選擇權(quán)和議價能力，使氣價能隨行就市、“高來高走”，促進天然氣產(chǎn)業(yè)和市場健康發(fā)展。
    （三）價格激勵與約束并舉，促進可再生能源發(fā)展
    國務(wù)院發(fā)布的《能源發(fā)展戰(zhàn)略行動計劃（2014－2020）》明確提出，“到2020年，風(fēng)電裝機達到2億千瓦，發(fā)電成本與煤電相當，光伏裝機達到1億千瓦左右，實現(xiàn)用戶側(cè)平價上網(wǎng)”。因此，“十三五”可再生能源價格政策既要保障風(fēng)電、光伏達到規(guī)劃目標，又要促進技術(shù)進步，在未來5年內(nèi)較大幅度降低成本和價格。這是個“兩難”的挑戰(zhàn)。在價格策略上，應(yīng)在充分調(diào)研、分析成本和市場的基礎(chǔ)上，找準降價的節(jié)奏和力度。前期可小步快走，后期降幅可大一些。對已投產(chǎn)機組可慢一點降價，對未來新增機組可提前設(shè)定更低的標桿電價，使技術(shù)先進、成本低的機組獲得更多發(fā)展空間。也可考慮用招投標辦法競爭確定風(fēng)電、光伏發(fā)電價格和項目業(yè)主，實現(xiàn)優(yōu)勝劣汰。
    同時，對可再生能源電價附加政策的發(fā)展趨勢及社會承受能力要有清醒的研判，目前我國在銷售電量上每度電加價1.5分，每年加價額超過500億元，今后隨著可再生能源規(guī)模增大，加價標準和額度還要進一步提高。從歐美的經(jīng)驗教訓(xùn)看，可再生能源補貼不宜無限制增加，也不宜一直補下去，否則會使整個產(chǎn)業(yè)躺在補貼的“溫床”上坐享其成，最終喪失國際競爭力和發(fā)展機遇?！笆濉逼陂g，應(yīng)根據(jù)社會承受力及效率優(yōu)先的原則，提前設(shè)定未來若干年的補貼規(guī)模和標準，并向社會公布，通過倒逼機制促進技術(shù)進步，合理引導(dǎo)發(fā)電的發(fā)展速度和規(guī)模，這樣才有利于產(chǎn)業(yè)持續(xù)健康發(fā)展。
    初步匡算，要滿足2020年2億千瓦風(fēng)電和1億千瓦光伏電量的補貼，按現(xiàn)行標桿電價水平，全國可再生能源附加需提高到2.3分/千瓦時以上。若風(fēng)電上網(wǎng)電價下降10%，光伏上網(wǎng)電價下降20%，則全國可再生能源附加標準維持在1.5分/千瓦時即可。若進一步加大降價力度，風(fēng)電下降15%，光伏下降30%，則電價附加標準可降為1分/千瓦時左右，部分地區(qū)2020年可取消補貼。“十三五”期間，價格政策應(yīng)瞄準電價附加標準降為1分錢的目標而努力。
    （四）完善電力環(huán)保加價政策，積極推動大氣污染防治
    目前實行的脫硫、脫硝、除塵電價等環(huán)保加價政策，在調(diào)動企業(yè)積極性促進節(jié)能減排、應(yīng)對大氣污染防治等方面發(fā)揮了重要的作用，但其本質(zhì)是將企業(yè)的治污成本由全社會負擔(dān)，未體現(xiàn)“誰污染、誰治理、誰付費”的原則，對廣大消費者不公平，對企業(yè)也未真正形成清潔低碳生產(chǎn)的約束機制和內(nèi)生動力。若延續(xù)此辦法，隨著治污任務(wù)不斷加重，環(huán)保加價范圍和水平也將“水漲船高”，消費者將不堪重負，難以為繼。因此，電力環(huán)保加價只能作為一種過渡性的政策安排。長遠看，應(yīng)實施價、稅、財聯(lián)動改革，提高消費稅、排污費，或者開征環(huán)保稅以及建立污染物和碳排放交易市場，逐步替代電力環(huán)保加價，才能真正將能源開發(fā)利用的外部成本內(nèi)部化，也才能與未來市場形成電價的機制相適應(yīng)。
    （五）發(fā)揮價格信號的引導(dǎo)作用，提升能源系統(tǒng)效率
    目前，由于沒有建立有效的價格激勵機制，在電力系統(tǒng)運行中，電網(wǎng)企業(yè)出于利益考慮未能實行科學(xué)節(jié)能調(diào)度，使抽水蓄能、燃氣發(fā)電等優(yōu)質(zhì)調(diào)峰機組未充分發(fā)揮作用，實際上主要靠煤電承擔(dān)系統(tǒng)調(diào)峰任務(wù)，極大擠壓了新能源上網(wǎng)的空間。去年火電平均利用僅4700小時，遠低于設(shè)計利用小時數(shù)，大功率高參數(shù)的煤電機組不得不大幅降負荷低效運行，人為增加了能耗和排放水平。由于電力系統(tǒng)是能源系統(tǒng)的核心和中樞，電力系統(tǒng)的低效也使得能源系統(tǒng)整體效率和經(jīng)濟性大為降低。
    若改變現(xiàn)有電力系統(tǒng)調(diào)峰運行的慣性思路，未來多規(guī)劃上一些抽水蓄能、燃氣發(fā)電以及流域龍頭水電站等優(yōu)質(zhì)調(diào)峰機組，并真正發(fā)揮作用，則可擺脫現(xiàn)行電力系統(tǒng)主要靠煤電調(diào)峰的路徑依賴，收到“一舉多得”的政策功效。一是可大量減少未來新增煤電機組；二是可讓現(xiàn)有火電大幅提高利用小時和負荷率，充分發(fā)揮設(shè)備高效利用能力；三是減少跨省區(qū)電力輸送壓力；四是使電力系統(tǒng)有更強的調(diào)節(jié)性能，可接納更多的可再生能源和分布式能源上網(wǎng)，將有效減少棄風(fēng)棄水。盡管優(yōu)質(zhì)調(diào)峰機組成本相對較高，但以上四方面系統(tǒng)節(jié)省的投資和成本，將遠大于新增調(diào)峰機組的支出，這樣將實現(xiàn)電力系統(tǒng)成本最小，效率最高，社會用能福利自然也將最大化。
    為鼓勵和實現(xiàn)上述電力系統(tǒng)規(guī)劃思路及運行方式的轉(zhuǎn)型，價格工作應(yīng)主動作為，系統(tǒng)設(shè)計好價格機制，如擴大實施峰谷電價、可中斷電價、高可靠性電價、差別電價等制度，建立電力輔助服務(wù)補償機制，并進一步發(fā)展輔助服務(wù)交易市場等，統(tǒng)籌發(fā)揮抽蓄、燃機、火電等機組和儲能設(shè)施的調(diào)峰調(diào)頻備用等功能，推動不同能源品種、設(shè)施從相互割裂走向系統(tǒng)集成，實現(xiàn)電力、燃氣、熱力、制冷等能源綜合優(yōu)化供應(yīng)，使各類能源多元互補、各盡其能、各得其所，以最少成本實現(xiàn)資源優(yōu)化配置。
    在用戶側(cè)，應(yīng)配合“新城鎮(zhèn)，新能源、新生活”行動計劃，擴大實行靈活的峰谷、季節(jié)分時以及階梯式電價和氣價政策，鼓勵用戶主動響應(yīng)，調(diào)節(jié)用能行為和時間，削峰填谷，提高系統(tǒng)能效。為化解《電力法》“一個供電營業(yè)區(qū)只設(shè)立一個供電機構(gòu)”等體制障礙，可設(shè)計相應(yīng)的價格激勵機制和政策，調(diào)動電網(wǎng)企業(yè)積極性，成立專業(yè)化的節(jié)能服務(wù)公司，通過合同能源管理、集中與分布式供能相結(jié)合等模式，為用戶提供一攬子的高效供能解決方案。