當前，我國能源價格正處于政府定價向市場定價轉型的過渡時期，利益關系敏感復雜，社會各方面高度關注。應以改革為主旋律，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、改革成本和風險較小的舉措，以點帶面，牽一發動全身，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，我國能源發展面臨著推進能源生產和消費革命、保障國家能源戰略安全、實現由能源大國向能源強國轉變的艱巨任務。同時，圍繞新能源和信息技術的變革融合，全球有可能引發新一輪工業革命和經濟發展模式轉型，分布式能源、智能電網、電動汽車、能源互聯網等新興產業發展方興未艾，將對世界各國的能源與經濟發展產生深遠影響。能源科技加速創新、能源經濟新業態不斷涌現、能源生產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，能源市場結構和體系不健全，政府管理缺位和越位并存，市場建設和價格改革滯后，競爭機制和科學靈活的價格調節機制尚未形成，不能有效反映資源稀缺程度、供求關系、生態環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揮，不能適應新形勢下能源科學可持續發展的需要，已成為推進能源革命、轉變發展方式的重要障礙。
    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、復雜的攻堅戰，對改革的條件、時機、外部環境要求較高，有利的改革窗口期轉瞬即逝。當前我國經濟發展進入新常態，物價總水平相對平穩，能源供求關系寬松，非常有利于推進能源價格改革。去年6月，習近平總書記在中央財經領導小組第六次會議上提出了能源“四個革命、一個合作”的戰略思想，去年底國務院召開常務會議專門部署加快推進價格改革，最近黨中央、國務院出臺了《關于進一步深化電力體制改革的若干意見》（中發[2015]9號），均為能源價格改革創造了良好的輿論氛圍、體制條件和外部環境。應抓住這一難得的歷史機遇，加快推進能源價格改革，統籌發揮市場機制作用和政府宏觀調控能力，實現能源集約高效清潔發展，提高能源系統效率、經濟效益和全社會能源福利水平，同時極大提升我國能源產業和經濟發展的國際競爭力。
    改革總體思路及戰略目標
    （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鍵。不破除壟斷，不能形成競爭性的市場結構和多元化市場主體，市場價格機制便無從發揮作用，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，甚至產生負面效應。因此，能源價格改革不但要適應體制改革的需要，還要通過倒逼機制主動提出打破壟斷等體制改革的任務和要求，為價格改革營造良好的體制環境，使價格改革和體制改革相互促進，相得益彰。應推動電力、油氣等重點領域體制改革進度，相應改革價格形成機制和管理方式。對非自然壟斷領域，要積極創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、公益性產品和服務價格，如輸配電和油氣管輸等網絡性輸送價格，以及居民用電、用氣價格等，應理直氣壯地由政府管制，但要嚴格投資和成本監管，主動加強對標管理和約束。在符合宏觀政策取向（節能減排、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、跟隨式調整價格的模式。同時，可配合利用財稅、市場交易等調控手段，合理反映生態環境治理等外部性成本，使能源價格與宏觀經濟政策及消費者承受能力相適應。
    （三）避免價格改革成為單向的“漲價游戲”。應開門搞改革，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，改革的節奏和力度主要由市場來調節。要讓能源價格有升有降成為常態，給消費者更多自主選擇權，逐步提高社會各方面適應市場、理性預期、提前應變的能力。
    （四）因時制宜創新價格改革與管理方式。能源各行業、上中下游各環節以及不同地區之間情況千差萬別，各有特點和規律，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。應抓住當前有利時機，統籌規劃、總體設計、分類推進、分步實施。對實踐亟需、時機成熟的重點領域改革，應集中力量打“殲滅戰”，力爭實現重點突破。要在推改革與防通縮、促環保、穩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籌協調，實現平穩過渡。
    （五）處理好價格放開與下放的辯證關系。要遵循能源價格管理的規律，做到收放結合，張馳有度。對那些本應放給市場的能源價格，不能為了減少責任和規避風險，不加區分簡單下放給地方，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，才能根據其影響范圍和性質，遵循責權利對等原則，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布局優化及利益關系的能源價格，應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。現行的煤電聯動機制只能實現價格的“機械傳導”，對非理性的漲價或壓價、成本“虛增”等都沒有約束作用，且調整時間嚴重滯后甚至產生“反調節”效應，不利于從根本上化解煤電矛盾，只能作為一種過渡性措施。可再生能源和分布式能源上網難、消納難，是制約新能源產業健康發展的主要短板，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，主要又是因為現行電網公司的功能定位阻礙了市場發育和發展，不適應新興能源產業發展壯大的需要。要從根本上破解這些難題，核心是構建新的價格機制，關鍵抓手在電網。
    我國目前電網公司“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者和消費者之間的信息傳導，使市場機制基本失靈。因此，當前改革最緊迫的任務，不是簡單放開電價，而是結合電力體制改革，弱化或取消電網企業獨家買賣電的壟斷權力，創造條件使發電企業與用戶直接“見面”交易，真正讓市場發揮決定性作用，形成及時反映供求關系和承受能力的價格，使價格信號能在上下游相關產業間順暢傳導，有效調節能源生產和消費。建議重點推進以下改革：
    一是分批放開售電業務，先建立大用戶與發電企業直接交易機制，擴大發電、售電領域市場化定價范圍。政府主導，建立統一的市場交易平臺，發電企業和符合規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、農業等中小用戶，電量仍由電網公司作為“保底供電商”統購統銷，電價由政府調控。
    二是在嚴格成本監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費信號。獨立的輸配電價可在核減電網無效投資和不合理成本的基礎上，從保持電網現有的購銷差價（含目前工商業用戶承擔的交叉補貼額）起步，逐漸過渡到各區域、省級電網間“對標”管理，按全國先進水平制定“領跑者”輸配電價標準，促進各電網企業主動提高技術管理水平，防止其獲取超額壟斷利潤，也使優質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先行先試，積累經驗后在全國推廣。對早期投產的輸電通道，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，為跨省區輸電騰出價格空間，也為構建更大范圍的電力交易市場創造條件。
    三是逐步改變電網公司盈利模式和功能定位。通過逐步擴大雙邊交易范圍，電網企業統購統銷電量逐漸減少，賺取價差利潤的空間也將逐漸縮小。由此，電網獨家買賣電的特權將自然消除，電網企業依靠購銷價差獲利的經營模式，將自然過渡到收取過網費或準許收入模式。
    通過以上改革，占總電量約80%的工商業用戶將逐步擁有用電選擇權，實現與發電企業直接交易，電價由競爭形成，這樣就克服了政府定價信息不對稱、調節不靈活、受宏觀調控影響等局限性，打通了煤價、上網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，由于改革后電網企業只負責輸配電和電網安全責任，將基本退出電力買賣的利益鏈，發電、售電業務與電網企業沒有直接利益關系，這樣將有利于電網實行公平調度，從根本上解決可再生能源、分布式能源上網和消納難等問題，有效減少不合理的棄風、棄水、棄光限電。
    （二）模擬市場機制，化解氣、電價格不協調不匹配矛盾
    天然氣大發展是我國優化能源結構、推動能源生產和消費革命的戰略舉措。據多方面研究表明，在現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”中后期我國將出現天然氣供過于求的局面，預計2020年“過剩”500億方以上。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，我國天然氣發電的價格競爭力嚴重不足，已投產機組利用小時低，大部分虧損，靠財政補貼才能勉強維持運轉。從國外經驗看，天然氣大發展必然伴隨著燃氣發電的大規模應用，而我國現行的氣、電價格政策顯然難以適應這一新的發展需要。
    為了化解上述矛盾，建議改變現行天然氣、電力均實行單一固定價格、且互相沒有關聯的定價模式，在氣、電價格均未市場化之前，落實氣、電價格聯動，同步實施天然氣和電力季節差別價格，并盡可能拉大價差。天然氣需求的季節性差異很大，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調峰互補性。如果設計好氣、電價格聯動機制，在夏天用富余的天然氣來發電，實現低價氣發高價電，在夏天2000多小時內滿發，其他季節則少發并主要用于調峰，一方面將有效緩解天然氣發電虧損的困境，使氣電不用財政補貼也基本能自我發展；另一方面也將平抑天然氣和電力峰谷差過大的矛盾，實現氣、電互濟調峰，為天然氣大發展創造有利條件。
    近幾年天然氣價格持續上漲，用戶的承受能力普遍下降，導致有效需求萎縮，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，氣價結構也不合理，發達國家居民氣價一般是工業和發電氣價的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，可通過多元開發和進口策略（如鼓勵企業到境外簽訂低價LNG長期供應協議，鎖定氣價風險），擴大低成本天然氣的供給來源。在此基礎上，可考慮不同用戶的需求彈性，適當降低發電、交通、工業新增用氣價格，提高居民、商業用氣價格。這樣，將逐步理順天然氣與煤、油、電等可替代能源的比價關系，避免“黑色能源”替代“綠色能源”的逆替代現象發生，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，天然氣應實行完全市場定價。目前我國已初步形成國產常規天然氣、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造了良好條件。應加快推進區域性或全國天然氣交易市場建設，形成多買多賣格局，增加用戶的選擇權和議價能力，使氣價能隨行就市、“高來高走”，促進天然氣產業和市場健康發展。
    （三）價格激勵與約束并舉，促進可再生能源發展
    國務院發布的《能源發展戰略行動計劃（2014－2020）》明確提出，“到2020年，風電裝機達到2億千瓦，發電成本與煤電相當，光伏裝機達到1億千瓦左右，實現用戶側平價上網”。因此，“十三五”可再生能源價格政策既要保障風電、光伏達到規劃目標，又要促進技術進步，在未來5年內較大幅度降低成本和價格。這是個“兩難”的挑戰。在價格策略上，應在充分調研、分析成本和市場的基礎上，找準降價的節奏和力度。前期可小步快走，后期降幅可大一些。對已投產機組可慢一點降價，對未來新增機組可提前設定更低的標桿電價，使技術先進、成本低的機組獲得更多發展空間。也可考慮用招投標辦法競爭確定風電、光伏發電價格和項目業主，實現優勝劣汰。
    同時，對可再生能源電價附加政策的發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模增大，加價標準和額度還要進一步提高。從歐美的經驗教訓看，可再生能源補貼不宜無限制增加，也不宜一直補下去，否則會使整個產業躺在補貼的“溫床”上坐享其成，最終喪失國際競爭力和發展機遇。“十三五”期間，應根據社會承受力及效率優先的原則，提前設定未來若干年的補貼規模和標準，并向社會公布，通過倒逼機制促進技術進步，合理引導發電的發展速度和規模，這樣才有利于產業持續健康發展。
    初步匡算，要滿足2020年2億千瓦風電和1億千瓦光伏電量的補貼，按現行標桿電價水平，全國可再生能源附加需提高到2.3分/千瓦時以上。若風電上網電價下降10%，光伏上網電價下降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2020年可取消補貼。“十三五”期間，價格政策應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、除塵電價等環保加價政策，在調動企業積極性促進節能減排、應對大氣污染防治等方面發揮了重要的作用，但其本質是將企業的治污成本由全社會負擔，未體現“誰污染、誰治理、誰付費”的原則，對廣大消費者不公平，對企業也未真正形成清潔低碳生產的約束機制和內生動力。若延續此辦法，隨著治污任務不斷加重，環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，電力環保加價只能作為一種過渡性的政策安排。長遠看，應實施價、稅、財聯動改革，提高消費稅、排污費，或者開征環保稅以及建立污染物和碳排放交易市場，逐步替代電力環保加價，才能真正將能源開發利用的外部成本內部化，也才能與未來市場形成電價的機制相適應。
    （五）發揮價格信號的引導作用，提升能源系統效率
    目前，由于沒有建立有效的價格激勵機制，在電力系統運行中，電網企業出于利益考慮未能實行科學節能調度，使抽水蓄能、燃氣發電等優質調峰機組未充分發揮作用，實際上主要靠煤電承擔系統調峰任務，極大擠壓了新能源上網的空間。去年火電平均利用僅4700小時，遠低于設計利用小時數，大功率高參數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。由于電力系統是能源系統的核心和中樞，電力系統的低效也使得能源系統整體效率和經濟性大為降低。
    若改變現有電力系統調峰運行的慣性思路，未來多規劃上一些抽水蓄能、燃氣發電以及流域龍頭水電站等優質調峰機組，并真正發揮作用，則可擺脫現行電力系統主要靠煤電調峰的路徑依賴，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；二是可讓現有火電大幅提高利用小時和負荷率，充分發揮設備高效利用能力；三是減少跨省區電力輸送壓力；四是使電力系統有更強的調節性能，可接納更多的可再生能源和分布式能源上網，將有效減少棄風棄水。盡管優質調峰機組成本相對較高，但以上四方面系統節省的投資和成本，將遠大于新增調峰機組的支出，這樣將實現電力系統成本最小，效率最高，社會用能福利自然也將最大化。
    為鼓勵和實現上述電力系統規劃思路及運行方式的轉型，價格工作應主動作為，系統設計好價格機制，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，建立電力輔助服務補償機制，并進一步發展輔助服務交易市場等，統籌發揮抽蓄、燃機、火電等機組和儲能設施的調峰調頻備用等功能，推動不同能源品種、設施從相互割裂走向系統集成，實現電力、燃氣、熱力、制冷等能源綜合優化供應，使各類能源多元互補、各盡其能、各得其所，以最少成本實現資源優化配置。
    在用戶側，應配合“新城鎮，新能源、新生活”行動計劃，擴大實行靈活的峰谷、季節分時以及階梯式電價和氣價政策，鼓勵用戶主動響應，調節用能行為和時間，削峰填谷，提高系統能效。為化解《電力法》“一個供電營業區只設立一個供電機構”等體制障礙，可設計相應的價格激勵機制和政策，調動電網企業積極性，成立專業化的節能服務公司，通過合同能源管理、集中與分布式供能相結合等模式，為用戶提供一攬子的高效供能解決方案。