能源价改应逐步市场化

电力18讯：    
　　“近年来，我国不失时机推进成品油、天然气、煤炭、电力等重点领域价格改革，为进一步发挥价格杠杆作用，完善市场机制，促进节能减排和能源结构调整创造了有利条件。今后能源价格改革的总体趋势是逐步建立自由选择、自由交易的市场机制，能源价格体系的选择应该兼顾‘价格、安全、可用、环保’。”这是国家发展改革委价格司原副司长刘振秋日前在由中国人民大学国家发展与战略研究院主办的“能源价格改革：路在何方？”研讨会上对能源价格市场化改革的总结。

　　未来成品油价格机制

　　要更明确成本

　　“目前，‘22 天+4%涨跌幅’的油价调整机制已经成为历史，调价周期缩至10个工作日，基本上实现了市场化，更灵敏地反映了国际市场油价变化。”，刘振秋表示，“然而消费者仅关注成品油的最终销售价格，对价格构成认识并不清晰。”

　　对此，刘振秋进一步强调：“我国成品油价格构成主要包括原油、物流、炼化和税赋成本，未来的成品油价格形成机制将更明确价格构成，让消费者的钱花得更明白。”

　　“很多消费者质疑，我国的石油天然气属于垄断行业，不可能形成市场机制，这一质疑其实更多是集中在‘三大油’对成品油终端销售的把控上，而非整个上下游产业链。”刘振秋说。

　　“上游油气田勘探、油井投建生产对企业资质、技术要求颇高，加上国家能源安全的考虑，一般企业难以涉足；中游的化工业面临愈发严峻的环保监管压力，外界资本进入的积极性越来越低；而终端销售门站及油品运输业务，由于介入门槛低、现金流稳定，且目前国内成品油定价机制参照国际油价走势，油品销售几乎成为稳赚不赔的无风险业务。”刘振秋认为在成品油终端销售领域，依旧有很大的潜力。

　　刘振秋认为石油央企只有在上游占据主导地位，但没有操纵产量、控制价格、获取高额利润的能力。“价格由政府制定，无论是消费者还是价格主管部门，都应该清楚地认识到，市场化与价格水平是两回事。”刘振秋再一次补充。

　　天然气价格改革势在必行

　　刘振秋介绍，目前天然气“价改”的主要方法，是从“成本加成”定价法改为“市场净回值”定价法。前者是以天然气的采出成本加各项费用和合理利润确定价格；后者则是与进口液化气和燃料油进行价格联动，再倒算出天然气上下游价格。前者可以限制生产者取得垄断暴利，维持较低的天然气价格；后者所有的价格风险都由市场承担，中间各个环节的利润始终旱涝保收。 一直以来，天然气多用于化肥工业，气价过高影响化肥厂效益时，就可能影响农业稳定题，这使天然气价格上涨受到很大制约。

　　“我国天然气价格水平偏低，与替代资源比价不合理。按能源等热值原理，天然气价应是煤价的2.63倍，电价的1/5，原油价格的2/10，当前国内油气价格比仅为国际油气价格比的1/3，国内天然气价格也远低于进口天然气价格。这既不利于扩大进口天然气，也无法激励包括民营资本在内的投资者勘探开发和投资页岩气、煤层气、煤制气的积极性。”刘振秋说。

　　“开发技术高，排放和水耗都提高了我们的生产成本，这都制约了当前大力发展煤制气。”大唐集团财务部门史可佳告诉记者。

　　大力发展核电是今后电改方向

　　“输电、配电和供电仍然是由国家电网统一管理和垄断经营，电价仍是控制的。我们目前的格局是‘电厂之间互相竞争，电厂与电网之间是一种博弈关系’。”史可佳向记者介绍。

　　“当前电价市场化还远未达成，一旦煤价回暖，重回高位，电企将无法承担高额的成本，国家相关部门不得不再度出面调停。”刘振秋进一步补充。

　　我国工商企业用电负担也过重。目前，发电企业的上网电价是0.3-0.4元/千瓦时，而工业用电成本要比上网电价高1-2倍。销售电价中，分类电价也与国际收费标准相反。居民用电低于工商业用电增加了企业生产成本，影响了企业的国际竞争力。

　　“要建立多买多卖的电力市场，即输配电价由政府制定，上网电价和用电电价放开，分别定价。”刘振秋认为，“居民生活用电和农业生产用电可以实行政府直接定价，但是价格应该同国际接轨。”

　　“尽管我国以煤炭发电为主的格局短期内很难改变，根据兼顾“价格、安全、可用、环保”的原则，大力推进核电发展是今后电力改革的一项重要内容。”