文/ 刘国忱

　　能源价格改革问题喊了许多年，但只听楼梯响，没见到哪只靴子能最终落到地板上。政府价格管制“有形的手”与市场力量“无形的手”隔空对擂，使中国能源价格体系陷入扭曲与割裂的奇怪状态中——既不是市场价格也不属于计划控制价格，使能源价格的竞争功能、节能降耗功能根本没能充分释放出来，从而压抑了能源产业的真实价值。因此，中国的能源企业，对中国能源价格机制的市场化改革充满着期待。

　　政府的“控价情结”

　　中国的能源价格管制，源于计划经济时期对全社会主要产品实行的价格管理，即政府定价。原油、食用油、粮食、成品油、煤炭、天然气、木材、水泥、棉花、钢材、电力、五金等等全部实行政府定价；农副土特产品允许进入集市交易的品种，则实行政府公布的“市场指导价格”。当年财经大学中流行的两门专业课，一门叫“物资管理”，一门叫“价格管理”，为政府定价部门培养了为数可观的价格管制人材。价格管制则成为计划经济时期政府对经济管理的核心手段而极具权威性和权力刚性。我们会感受到这种“控价”的惯性到目前还在延续，如目前对成品油价格的控制制度；对天然气的政府定价制度；对火力发电、燃气发电、水电、风电、太阳能发电等电价的政府核准制度；可再生能源电价的社会分摊制度等等，适应市场变化的弹性较小，及时性滞后，既形成了一些行业的垄断价格进而造成垄断利润也压抑了一些行业的合理价值使之不能公平地在市场上得以实现。而一些能源价格压得过低，通过经济机制实现节能降耗的行业无法得到激励，造成了能源使用的巨大浪费。由于这些年来政府对宏观经济调控力度不断增大，“控价情结”一直无法得以消解，使能源价改牵引力严重疲软。

　　能源行业中是否存在垄断价格

　　社会关注较多的是成品油价格，认为这是由中石油、中石化垄断的价格。中国现行的成品油定价调整机制是国家发改委根据新加坡、纽约和鹿特丹等三地以22个工作日为周期对国际油价进行评估，当三地成品油加权平均价格变动幅度超过4%时，即调整国内成品油价格并向社会发布相关价格信息。

　　在此机制下，成品油经营企业可根据市场情况在不超过最高零售价格、最高批发价格的前提下，自主确定具体的价格。由于原油价格每日是变动的，因此发达国家成品油价格几乎是随行就市，一天一个价。而国内成品油价格调整几乎与国际市场变化滞后三周以上，因此消费者感到油价是人为控制，涨快落缓，油企获取垄断利润。改革的方向，应组建成品油协会，依据上述定价机制，每周调整一次成品油价格，使之与原油价格和国际成品油价格更贴近，有关部门和消费者协会对此进行常态化监督。

　　上网电价比起成品油价格改革更加滞后，这个价格既不反映电力的市场供求也不反映燃料成本和财务成本的变动情况，调整的弹性十分有限。电网在这个固定上网电价的条件下，对发电企业的电力产品实行“绝买制”，然后以零售价格再卖给用电企业和居民个人。可以说，这个上网电价，更接近于垄断价格。一些发达国家，电网企业不参与调度与电价分配，类似于高速公路系统，只收供用电双方的“流量费”，这个流量费，也是发电方、输电方、用电方协议的结果，政府部门在这方面是不干预主义。应该说，电价改革是中国能源价格改革最难啃的一块“硬骨头”，牵涉的问题十分复杂，电价既要考虑资源配置的效率，也要兼顾实现电力普遍服务功能。目前销售电价实行的是行业内的交叉补贴定价原则，造成了电价结构的扭曲。电价调整过高会从基本面上推升CPI，给加工制造业、农业及耗能高的企业带来利润减量；电价调整过低，又不利于资源的合理使用，甚至会造成能源的持续浪费，使电价的节能降效机制彻底失效。煤电联动和大用户直供的呼声以及输变电改革的建议多年来一直不断，但电价改革好比是“老虎吃天无处下口”。

　　煤炭价格下跌的真实原因

　　煤炭的市场化改革走得比较彻底，煤炭价格已经完全放开，由煤炭生产企业根据市场需求实行市定价。煤炭价格由2008年的顶峰跌到目前的谷底，是由于市场定价出了什么问题么？可以说，煤炭企业经历了十年的繁荣，获利十分可观。由于大型煤炭企业借电煤紧缺之机联手抬价，使煤炭价格扶摇直上，凡是煤老板都赚得钵满盆溢。由此诱发了三股使煤炭“利空”的力量涌现：一是刺激了煤炭企业和社会资本向煤炭行业大量投资，年产千万吨的大型煤矿每年都有上马，由此积累了巨大产能；二是电力企业感觉“两头受压”，必须寻求突破，于是电企斥巨资找煤，五大电力前几年掀起了投资煤矿的热潮，加大煤炭的自给率，有的企业，煤炭自给率已超过了30%以上，这在煤炭供给总量上又增加一块不小的产能；三是国外煤炭企业看到中国煤炭市场的火热需求和较高差价，纷纷向中国沿海电厂出口燃料煤，价格比国内同类煤种低10-15%，直接挤占了一部分煤炭市场份额，使带有标志性的秦皇岛下水煤价格不断被打低。

　　煤炭价格走低对宏观经济和节能降耗弊大于利，煤企控制产能与电企建立长期协议价格关系，努力使煤价企稳。有人建议降低火电企业的电价，这会减少发电企业的利润，但不利于煤炭价格的合理回升。估计两三年的时间，随着煤炭产能过剩不断被消化，煤价仍会回到合理的区间。在此期间，无须去打压进口煤炭，适度地使用国外化石资源对中国长期能源战略是很有意义的。

　　清洁能源量价失衡

　　清洁能源是指风力发电、太阳能发电、地热及潮汐发电、垃圾发电、沼气发电，后来天然气发电也包括进来。清洁能源对环境的巨大贡献成为近五年来能源投资领域的新秀，中国在H股上市的同类公司已超过10家。由于中国电网是参与电价分配的主体，对于清洁能源的较高电价，全由电网承担在目前状况下是不可能的，于是这些能源类的价格，均实行的是“两部制 + 限量”的形成机制，价与量失衡较为普遍，目前的清洁能源电力价格市场化改革步子刚刚迈开。国家对于资源循环类发电项目，采取的是“上网标杆电价+可再生能源电费附加”，先由发改委核定一个理论电价，再确定上网标杆电价(火电的平均上网价)，其差额由电费附加予以补偿。电费附加属于市场化分摊机制，对风电、太阳能发电是正向激励，但由于提取测算相对保守，而风电、太阳能发电发展的较为迅猛，原比例提取的电费附加远远满足不了已形成的产能，造成对发电企业的巨额电费拖欠。

　　据了解，一个装机150万千瓦的风电运营公司，被拖欠的电费附加高达11亿元人民币，运营现金流严重不足，几乎陷入了财务危机。电网因安全原因，弃风问题成为风电的“公害”，曾经世界第一的中国风电，就这么三两折腾，就陷入了崩溃的边缘。

　　为解决首都大气污染问题，北京决定五环以内“去煤化”，以燃气热电联产替代现有的火力发电机组，以大幅降低PM2.5指数。随之而来的问题是天然气发电厂的盈利模式问题——以天然气为燃料发电供热要比用燃煤矿昂贵许多，是较为奢侈的一种清洁行为，电价和热价的取值问题就十分纠结，按照正常的行业投资回报核定电价，天然气发电成本要比常规火电高出50%以上，电网不可能接纳这么高的上网电价，国家可再生能源电费附加又用不到这样的项目上去，最终须由政府进行电价补贴。政府每年从财政支出中拿出这笔钱，形式上补贴了发电企业，实质上可视为一种政府购买行为，即购买清洁环境和民生工程。由于天然气发电供热是少部分城市的行为，尚未在全国范围内形成行业价格确定机制，投资人对政府补贴是否可持续关注度较高，担心也比较多。加之政府补贴的电量额度也控制在年发电量4000－4500小时之内，天然气发电也同样存在着量价失衡的问题，价格机制仍徘徊在市场与政府之间。能源专家指出，“公众应为呼吸新鲜空气买单”，清洁能源价格最终应须完全市场化。

　　热能的市场价值受制于长期限价

　　在中国北方漫长的冬季，城市集中供暖是民生问题与环保问题的焦点。热能(heat energy)是集中供热唯一的有效能源。长期以来，在物质形态上受到重视，在价值形态上一直被忽视。解决老百姓的“温饱”问题，在排序上是“温”在先，而且解决起来并不容易。各级政府，没有不重视冬季城市供热的。然而热价过低，供热企业长期亏损从而依赖财政补贴的问题一直延续到现在没有得到解决。根本原因是地方政府对热能是“商品”还是“福利”的性质没有给出明确的定位，由此对供热企业是“事业”还是“企业”的认同处于模糊状态，于是热能作为政府定价的“福利型商品”，供热企业作为获取政府补贴的“事业型企业”就这么延续下来了。据了解，许多北方城市的供热价格，是十几年前由物价部门核定的，尽管各项成本都大幅上涨，但热费一直没有上调过，财政补贴和企业亏损同时加大。因此热能做为一种“商品”，其价值应得到全社会的认可，否则供热市场的运转会非常滞后。一是适度上调热费标准，使之与供热成本持平；二是实行“阶梯热价”制度，多用热多缴费，保证低收入居民的基准费供热；三是大幅度实行单户热计量技术，不缴费不供热，以减少恶意拖欠热费行为。

　　能源价格体系的逐步市场化是大势所趋，新能源发展之所以一波三折，是因为我们还在大量使用比较便宜的化石能源，新能源在经济上和数量上很难与传统能源产生“替代性”。通过系统的价格改革，提高传统能源使用成本，并从生产者和使用者方面提取碳费，用以平衡新能源价格，鼓励新能源发展的路径是可行的。煤炭企业与发电企业的重组是解决上下游之间价格波动和平衡产业收益的希望所在，尽管这是能源价改的题外之议。弱化政府的“价控情结”，借鉴发达国家能源市场的演进过程，逐步发挥市场定价的功能，我们应当对此充满信心而不是去找许多不作为的理由。

　　(作者为京能集团副总经理)