能源价格机制怎么改？核心是“定价机制转换”

能源是企业生产和人民生活的基本生产资料，电网和油气管网是重要的基础设施。展望未来，到2030年前实现碳达峰、2049年建国100周年实现第二个百年奋斗目标、2060年实现碳中和，必须坚定不移地持续推进能源生产、消费、技术、体制四个革命，同时也必须坚定不移地深化能源价格改革，使价格机制反映国民经济社会发展要求和国家产业政策导向，使价格信号反映资源稀缺程度、市场供求状况和环境成本。

核心是“定价机制转换”

当前，中国特色社会主义已经进入新时代，我国社会主要矛盾已经转化为人民日益增长的美好生活需要和不平衡不充分发展之间的矛盾，经济已由高速增长阶段转向高质量发展阶段。我国能源领域的主要矛盾也发生了重大变化，长期存在的能源短缺矛盾已经得到解决，人们对美好生活的新期待要求更加清洁低碳、安全高效的能源供应。当然，对于今年以来的结构性缺电，也要针对其局部性、季节性、时段性特点进行深入分析，出台应对措施。

党的十八届三中全会审议通过的《中共中央关于全面深化改革若干重大问题的决定》指出，经济体制改革是全面深化改革的重点，核心问题是处理好政府和市场的关系，使市场在资源配置中起决定性作用和更好发挥政府作用。价格是达成交易的基本要件，是经济活动能够顺利完成的核心要素。价格形成机制的核心问题，同样是处理好政府和市场的关系。既要毫不动摇地坚持和完善市场决定价格的机制，充分发挥市场在资源配置中的决定性作用，推动资源配置依据市场规则、市场价格、市场竞争实现效益最大化和效率最优化；又要更好发挥政府作用，优化公共服务，保障公平竞争，加强市场监管，维护市场秩序，推动可持续发展，促进共同富裕，弥补市场失灵。

定价机制影响价格水平，但用户往往只关注后者。以电为例，在大部分用户眼中，是什么电源生产的电、电从什么地方来并不重要，能不能随时用上电、电价能否更低，才是其关心的问题。

日前，中国政府网发布国家发展改革委答网民关于“建议完善居民阶梯电价制度，鼓励城乡居民多用清洁的电力资源”的留言。相关部门称，未来要完善居民阶梯电价制度，逐步缓解电价交叉补贴，使电力价格更好地反映供电成本。

电价市场化的核心是“定价机制转换”。过去是按照生产端成本来定价，价格不仅要弥补成本，而且要获得合理收益，还要考虑消费者是否买单；今后将转向消费端，按使用需求来定价，政府制定价格转向市场决定价格，价格水平由稳定转向灵活变动。因此，定价形式也将产生一系列变化，分电源、分环节的电价将转向分市场、分时段的电价。同时，批发市场电价、零售市场电价、中长期交易电价、现货市场电价、电力辅助服务价格等将相继成形。

随着以新能源为主体的新型电力系统建设提速，为了消纳大规模、高比例的可再生能源，把波动性、间歇性、难调节的清洁能源变成系统友好、安全可靠的稳定电源，灵活机动、深度调峰、快速启停的调节能力成为电力系统中越来越稀缺的资源。日前，国家发展改革委印发了《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》，按照坚持并优化抽水蓄能两部制电价政策，提出了一系列新的措施和办法。

从国外的电力市场改革经验来看，这个过程一般要经过2～3个监管周期，需要6～10年的时间，才能够改革完成。原因在于，电力市场与国民经济各个行业、居民生活都密切相关，既有商品的特性，又关系着老百姓的基本生活。所以改革起来很复杂，也不可能一蹴而就。其中最难的还是政府如何定位，并为市场机制发挥作用创造良好的空间，也需要事先设计好监管规则，进行恰当的监管，保证市场参与主体能够按照规则行事，防范市场失灵事件的发生。

市场化必然有风险，但是，不能因为市场有风险而不改革。中国改革开放40多年的历史证明，市场化最终会让绝大多数市场主体受益，会让社会整体受益，会提高效率。不改革也是有风险的，甚至可以说不改革才是最大的风险。正确的思路是，不能因噎废食，改革必须推进，但是要完善改革的各项配套措施，强化监管市场秩序、市场主体，通过这种方式来防范风险。

电力价格改革需持续深化

经济社会不断发展、人民生活逐渐改善，必然要求越来越多的能源消耗。同时，为了保护环境、减缓气候变化，又必须减少二氧化碳等温室气体排放。如何破解这个悖论？

关键在于同步推进能源消费革命和能源生产革命。能源消费革命，就是要通过能源消费电气化，提高生产生活的电气化程度，减少直接的煤炭、石油、天然气燃烧；能源生产革命，就是要能源生产低碳化，增加水力、风力、生物质、太阳能、核能等低碳甚至零碳能源发电，减少燃煤和燃气发电（短期内相对低碳的燃气发电还要替代燃煤发电）。因此，构建以新能源为主体的电力系统、以电力为主体的能源产销体系成为碳达峰、碳中和的根本保障。必须持续深化电力价格改革，支撑建设更加清洁低碳的新型电力系统。

第一，深入推进电网价格改革。以新能源为主体的电力系统，必然要求电力网架结构的重构、电力电量平衡关系的改变，更加注重分布式电网和就近平衡，更加注重电网自身的灵活性。为此，要进一步完善省级电网、区域电网、跨省跨区专项工程、增量配电网价格形成机制，妥善处理好输电网和配电网、微电网的关系，在储能技术成熟和大规模应用的基础上，更多地发挥本地平衡、就近平衡作用；要加快理顺输配电价结构，使不同电压等级、不同用户类别的输配电价更好地反映成本特性，逐步解决电源侧、用户侧都存在的交叉补贴问题，促使不同类型的电源、不同特性的用户平等进入电力市场，公平参加电力交易。

第二，加快推进竞争性环节电价的市场化。短期看，要持续深化燃煤发电、燃气发电、水电、核电等上网电价市场化改革，完善风电、光伏发电、抽水蓄能价格形成机制，建立新型储能价格机制，用价格信号引导市场供求平衡。从中长期看，必须尽快建立完善以中长期电力交易为基础、现货电力交易为先导，电量、备用容量、辅助服务互补的电力市场交易机制。电源端电价要反映不同类型电源对电力系统的贡献；用户端电价要根据对系统资源的占用，形成科学的两部制电价体系。

在电力价格市场化过程中，要不断优化峰谷电价、丰枯电价政策，促进形成分时电价信号；要及时完善居民阶梯价格政策，在保障低收入居民基本生活的同时，逐步减少工商业电价中承担的交叉补贴，使居民电价反映其用电特性和供电成本。

第三，不断完善绿色电价政策。应针对高耗能、高排放行业，完善差别电价、阶梯电价等绿色电价政策，强化与产业和环保政策的协同，加大实施力度，促进节能减碳。对于电能替代潜力较大的供热、交通、岸电等，实施支持性电价政策，尽快推动电能替代，减少直接使用燃煤、天然气、石油，减少碳排放。促进电力市场、绿色电力证书市场、碳交易市场的有效衔接，合理反映零碳电力的环境正外部性、高碳电力的环境负外部性。

世界各国居民电价（单位：元/千瓦时）

注：图中所列国家居民电价的平均值：1.338元/千瓦时（2109年统计数据）

煤油气价格改革要稳步推进

近期，要继续按照“管住中间、放开两头”的改革方向，根据天然气管网等基础设施独立运营及勘探开发、供气和销售主体多元化进程，稳步推进天然气门站价格市场化改革，完善终端销售价格与采购成本联动机制。积极协调推进城镇燃气配送网络公平开放，减少配气层级，严格监管配气价格，探索推进终端用户销售价格市场化。

结合国内外能源市场变化和国内体制机制改革进程，研究完善成品油定价机制。完善天然气管道运输价格形成机制。适应“全国一张网”发展方向，完善天然气管道运输价格形成机制，制定出台新的天然气管道运输定价办法，进一步健全价格监管体系，合理制定管道运输价格。

从长远发展看，根据碳达峰、碳中和的要求，要借鉴在核电成本中包含乏燃料处理基金、针对电器电子产品生产者征收废弃电器电子产品处理基金等办法，在适当时候采取有效措施，促使煤炭、石油、天然气价格构成包含碳捕集、封存的成本，并向下游价格传导，以调动有关企业开展碳捕捉、封存和利用的积极性，促进消费者更多使用低碳能源、更少使用高碳能源，积极推动碳捕捉、封存、利用技术的商业化应用。