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中國能源改革的關鍵:最大阻礙是價格大幅上漲

發布時間:2018-06-25 13:35:00

   在煤炭價格上漲、市場煤價格大幅高于計劃煤價格的時期,煤電供需矛盾最為突出。2002年,重點合同煤僅有9000萬噸成交,約相當于電煤總量的三分之一。

   過去幾十年,中國能源行業的首要發展目標是支持經濟快速增長和滿足能源需求。在經濟快速發展階段,能源的主要矛盾是供給能力不足,能源行業重在規模擴張。隨著中國經濟增長進入新常態,能源供需已由不足轉為相對過剩,能源行業發展也轉為注重環境治理和提高能源效率。伴隨著能源發展目標的變換,能源行業為提高效率的市場化改革在不斷加強。

   2014年6月,中央財經領導小組第六次會議指出,推動能源革命,打通能源發展快車道。堅定不移推進改革,還原能源商品屬性,構建有效競爭的市場結構和市場體系,形成主要由市場決定能源價格的機制。進一步明確了能源改革的基本原則和思路。

   2015年10月國務院發布了《中共中央國務院關于推進價格機制改革的若干意見》(下稱《意見》)。文件明確指出“價格機制是市場機制的核心,市場決定價格是市場在資源配置中起決定性作用的關鍵”。《意見》強調“加快推進能源價格市場化”,按照“管住中間、放開兩頭”總體思路,推進電力、天然氣等能源價格改革,促進市場主體多元化競爭,穩妥處理和逐步減少交叉補貼,還原能源商品屬性。

   《意見》涉及能源價格改革,也提出了能源體制改革。中國能源體制改革與能源價格改革是一個相互依賴和支持的過程。“放開兩頭、管住中間”既是能源體制改革的基本思路,同時也與價格改革相關,所以能源體制改革基本上與價格改革同行。“管住中間”是針對能源的自然壟斷,“放開兩頭”可以為民營資本提供投資機會,促進市場主體多元化競爭環境是能源價格由市場決定的基本條件,因此也需要體制改革支持價格機制改革。

   能源體制改革和能源價格市場化改革密切相關,相互促進,既有改革的復雜性,也受宏觀經濟的影響,因此是一個復雜的漸進過程。從上世紀80年代開始,中國的能源改革已走過了30多年。

   煤炭和電力市場改革

   煤炭是中國最主要的能源品種,目前占一次能源消費的62%,約一半的煤炭消費用于發電。由于分別處在一個產業鏈的上下游,煤炭市場化改革和電力市場化改革之間有著密切聯系。二者的市場化改革都始于1985年前后。

   1985年對于統配煤礦實行投入產出承包制度。當時國內煤炭市場基本呈現出供大于求的狀態。該時期的煤炭價格包括計劃價、指導價和議價三種類型。在當時情況下,燃煤電廠的計劃指標被稱為“計劃煤”。在煤炭訂貨會上,重點煤炭企業跟電廠簽訂的供煤合同中的煤炭被稱為“重點合同煤”;其他直接采購的煤炭為“市場煤”。從歷史數據來看,除部分年份外(1999年、2000年),1990年后市場煤價格均高于重點合同煤,兩者相差最高時可達到每噸400元。

   在特定的歷史時期,煤炭價格雙軌制對支持經濟發展發揮了重要作用,緩解了煤炭企業的財務困難,增加了生產積極性。但其運行過程中也出現了一些問題,重點合同煤炭價格和市場煤價格的大幅背離,使得煤炭供需難以靠市場實現均衡。而且管制下的計劃煤炭價格也不利于發揮市場在資源配置中的作用。

   隨著煤炭價格走高和下游行業價格逐步放開,煤炭實行市場化定價的壓力逐年增加。1994年政府開始放開煤炭價格,但由于電價受到政府管制,煤電矛盾日益突出。通常表現為當煤價走高時,電價無法及時調整,電力企業無法承擔高企的煤炭價格,而煤炭企業也不愿低價向電力企業供煤。1996年政府再次對電煤實行指導價,以緩解當時的煤電供應矛盾。除了市場煤和重點合同煤的差價導致煤炭企業缺乏動力履行合約,當時煤炭運輸能力嚴重缺乏,也是煤電矛盾突出的另一個重要方面。由于鐵路運力受限,即使有重點煤供貨合同,沒有運力指標,合同依然難以得到有效履行。

   在煤炭價格上漲、市場煤價格大幅高于計劃煤價格的時期,煤電供需矛盾最為突出。2002年,重點合同煤僅有9000萬噸成交,約相當于電煤總量的三分之一。政府實行的電煤價格管制帶來了一系列行業問題。計劃煤和市場煤價格的差距催生了尋租行為。為了解決電煤供應的尷尬狀況,政府逐步推出了煤電聯動機制。

   煤炭價格的市場化改革從1993年逐步拉開帷幕,國務院于2012年頒布《關于深化電煤市場化改革的指導意見》,標志著雙軌制終結和煤炭價格市場化基本形成。煤炭價格雙軌制的終結和煤電聯動政策的實施對于理順煤炭價格、逐漸形成以市場為基礎的資源配置方式,以及還原煤炭的商品屬性等方面,具有重要意義。

   電力市場化改革同樣可以追溯至1985年前后。上世紀70年代末開始考慮售電環節的差別電價政策,慢慢推行了季節電價和峰谷電價等政策。到了80年代,上網電價逐漸形成,電價中開始引入燃料成本變動和投資回報的考量。1985年政府出臺《關于鼓勵集資辦電和實行多種電價的暫行規定》,部分放開了發電側市場,并開始實施電價隨燃運加價浮動政策,由此鼓勵地方、部門和企業投資建設電廠,鼓勵多元所有制電力發展。

   1985年后的電力價格改革,逐漸形成了指導電價與指令電價共存的較為繁雜的電價體系。指令電價的主要模式是還本付息,由投產期、還貸期、還貸后三段式計算電價,按成本、稅金、合理利潤厘定廠售電價。指導電價主要實行“一廠一價”、“一機一價”、“新電新價”與“老電老價”等九種指導性電價。2001年政府進一步將正在執行的三段式還本付息電價改為按發電項目經營期核定平均上網電價,新建電廠按經營期平均上網電價核定。2002年后,電價改革伴隨著體制改革進一步深化,在廠網分開的基礎上形成上網電價,電網與用戶之間則形成銷售電價。上網電價與銷售電價由政府制定價格標準。

   2014年底開始逐步推進新一輪電改。從售電側起步,確立電網企業新的盈利模式,不再以上網電價和銷售電價之差作為收入來源,而是核定出合理、獨立的輸配電價并收取過網費。同時,允許多種所有制資本進入配電側和售電側的增量部分。另一方面,部分電量通過市場競爭定價。2017年全國市場化交易電量力爭達到全社會用電量的35%以上。

   煤與電的矛盾一直是能源行業最為醒目的矛盾。2004年底政府出臺了煤電價格聯動實施辦法。由于經濟快速發展對能源的壓力增大,政府無法按照煤電聯動機制調整電價,煤電矛盾激化。2013年重啟了煤電聯動機制,現實中依然無法按聯動機制進行及時和足額調整。近期政府提出要進一步完善煤電聯動機制。完善煤電價格聯動機制的基本思路,主要是指政府嚴格按照煤電聯動機制所規定的時間和幅度進行上網電價調整,以及考慮如何向終端電價聯動。

   成品油市場改革

   中國的石油工業起步于1955年,此后經歷了一個快速發展的時期。然而1981年原油產量首次出現下降。為促進石油工業發展,當時政府提出了原油產量包干計劃。原油產量包干改變了之前國家對油田的統購統銷,原油市場開始呈現市場和計劃并存,計劃內平價、計劃內高價和計劃外市場價等多種價格并存的局面,成品油價格也迎來了政府定價和市場定價并存的雙軌階段。

   成品油價格進入雙軌階段后,計劃內和計劃外的價格差距開始拉大,油品倒賣、走私等現象日益嚴重。為了維持油品市場秩序,政府開始對油品的生產和流通環節進行整頓,在1994年發布了《國務院轉批國家計委、國家經貿委關于改革原油、成品油流通體制通知》,對原油和成品油的生產、進口、流通和價格分別進行了規定。政府定價和嚴格監管雖有效遏制了當時油品市場存在的市場混亂,但石油價格仍由國家管制并長期保持不變。為了順應市場經濟的潮流,1998年開始進行油品的市場化定價機制改革嘗試。

   1998年,出于能源安全、行業發展等各方面考慮,石油工業體制開始了重大改革。國家首先根據“產業上中下游一體化、國內外貿易一體化、產銷一體化”的原則,組建三大國有油氣公司。其次,政府于1998年出臺《原油、成品油價格改革方案》(又稱“98方案”)。方案提出的改革目標是“建立與國際市場油價變動相適應,在政府調控下的原油和成品油市場形成價格機制”。“98方案”的出臺標志著國內成品油市場開始與國際接軌。2000年政府將成品油價格掛靠新加坡成品油價格進行每月調整。2001年轉而同新加坡、鹿特丹和紐約三地的市場價格掛鉤。但由于油價調整的時滯,以及成品油價格和原油價格之間傳遞機制的缺陷,“油荒”和“批零倒掛”屢見不鮮。

   2006年成品油定價改為以布倫特、迪拜和米納斯三地的原油價格為參考標準,加上合理的煉油成本、流通費用、關稅及合理利潤等形成零售基準價。同年3月推出了包括石油企業內部利益調節機制、相關行業價格聯動機制等在內的四項配套措施。至此,國內成品油市場基本上與國際原油市場接軌。

   2008年,《國務院關于實施成品油價格和稅費改革的通知》出臺,除了成品油稅費改革外,再次明確了成品油定價機制的相關細節。汽油和柴油零售價格把原來圍繞基準價上下浮動改為最高零售價格,可在不超過最高零售價格的前提下自主制定零售價格。當國際市場原油價格持續上漲或劇烈波動時,政府將繼續對汽、柴油價格進行適當調控。

   2009年5月,《石油價格管理辦法(試行)》出臺,對成品油和原油價格形成機制進行了說明和調整。2013年政府再次對成品油定價機制做出調整,主要將調價周期從22個工作日縮短至10個工作日。2016年1月為了提升油品質量,確保石油供應,國家再次出臺《國家發展改革委關于進一步完善成品油價格形成機制有關問題的通知》。

   總的來看,從1998開始,國內成品油定價機制歷經了8次調整。如果將定價機制的改革時間線同國內油品市場的供需及對外依存變動聯系,可以發現成品油定價機制改革調整都發生在油品市場供需出現比較大變動的時候。目前成品油價格機制將國內成品油價格與國際原油價格掛鉤聯動,但油價調整仍由政府決定宣布,所以,進一步的市場化改革方向應是成品油價格由國內市場供需決定。

   天然氣市場化改革

   一直以來,天然氣價格實行政府管制,按照產業鏈的上中下游對定價實行分段管理,即分為出廠價、管輸價和配氣價。其中城市門站價格由出廠價和管輸價構成,終端用戶價格在城市門站價的基礎上加上管網的輸配費用。在2013年6月的天然氣價格改革前,產輸配三個環節都實行國家指導價。產輸環節由發改委制定,配送環節則由地方政府制定。

   從天然氣出廠價來看,天然氣出廠價格水平具有鮮明時代性。1950~1993年屬于政府管制定價階段,又可進一步細分為兩個階段:1950~1981年的低氣價階段和1982~1993年的雙軌制價格階段。從1993年開始,天然氣出廠價格進入政府定價和指導價并存,政府設定指導價并允許雙向浮動。2005年底天然氣價定價機制開始改革,政府取消了對出廠價的直接定價,實行政府指導價。

   2015年的改革將非居民用氣由最高門站價格管理改為基準門站價格管理,供需雙方可以基準門站價格為基礎,上浮20%、下浮不限的范圍內協商確定價格。民用天然氣則采取居民階梯氣價,針對不同的用氣量征收不同價位的氣價,在提高資源使用效率的同時,對目標群體保留一定補貼。2018年5月實現了居民與非居民用氣基準門站價格管理的銜接。

   總結與展望

   在中國從計劃經濟向市場經濟轉型的過程中,同其他行業一樣,能源行業的體制機制改革也經歷了一個逐漸改革過程,取得了很大成就。

   縱觀能源體制和價格市場化改革的各個過程,可以發現,在能源價格高漲時期,為了保證能源的穩定供應,市場化改革步伐相對較慢。因此,中國能源改革有兩個基本前提條件:一是能源供需必須寬松,因為政府很難在能源短缺時進行改革。二是能源價格必須是穩定的。因為能源價格改革的最大阻礙是改革導致價格大幅上漲。如果能源改革只是改變定價方式,價格不變甚至降價,改革將受到歡迎。因為消費者更關心的是改革是否導致價格上漲,而不是政府以何種方式定價。因此,在低能源價格時進行改革,可以將改革對經濟增長和社會穩定的影響最小化。

   進一步能源改革的基本思路,是在完善能源行業政企分開、油氣網運分開,電力售電側改革的基礎上,逐步建成能源行業“管住中間、放開兩頭”的體制架構,形成能源市場化競爭機制。重視向社會資本開放,通過放開競爭性環節價格,逐步放開公益性和調節性以外的能源計劃。

   政府的能源管理職能需要相應轉變,通過研究和提出適合中國國情的能源行業體制,在強化政府能源監管的同時,如果有必要干預能源市場,則盡可能采用市場化手段進行干預。政府在逐步放開能源計劃約束的同時,需要加強能源行業戰略規劃。任何能源改革都必須將能源行業安全高效運行和可靠供應作為大前提,這是政府能源職能的關鍵所在。

   由于能源改革對能源行業將產生深遠影響,鑒于中國的能源消費量和市場份額,改革導致的能源結構和能源生產與消費方式的改變,對于其他亞洲國家乃至全球能源市場都將產生巨大影響。一個更加清潔和可持續的中國能源產業,也是國際和亞洲能源可持續的重要保障。

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