我国能源领域主要由市场决定的价格机制还未形成。2015年下发的《中共中央国务院关于推进价格机制改革的若干意见》已经明确,到2017年,实现竞争性领域和环节价格基本放开,到2020年,市场决定价格机制基本完善,价格调控机制基本健全。对照此目标,我们认为,“十三五”期间能源价格改革应以“放”为主,最大限度地缩小政府定价范围,同时强化垄断环节监管。
尽快放开竞争性环节价格管制。应结合已经颁布的新电改方案及其配套文件,以及即将实施的油气改革方案,加快竞争性环节的价格改革。除了区域天然气管道和电网的自然垄断,其余各个领域和环节都应形成竞争性市场,成品油价格、天然气气源和终端销售价格、上网电价和销售电价均应适时放开。
加强自然垄断环节成本监管。对油气管网、输电网络等自然垄断环节,政府应核定其输配成本,确定企业的合理回报率,制定相应规则和监管办法,加强价格和成本监管。建议以“成本加成”原则进行管制定价。按照电力体制改革明确的“管住中间、放开两头”的体制构架,组织好输配电价改革试点及其扩容,为全面实施输配电价监管积累经验,妥善处理电价交叉补贴,努力降低电力成本。
搭建多层次能源市场化交易平台。完善煤炭交易市场和石油天然气交易市场,加快构建电力交易市场,为形成市场化的煤电油气价格搭建交易平台。进一步加强和完善能源市场基本交易制度,积极推进电子交易市场建设。建立和完善公开、公平、公正的能源现货及中远期合约市场,逐步建立现代能源期货市场。
构建绿色电价
将煤炭等化石能源外部成本内部化,是未来电价改革的一个重要内容。我国尚未形成完善的绿色电价体系。从价格构成看,煤炭等化石能源的污染和健康损害尚未纳入价格,而清洁能源的环保价值也未纳入价格,这导致价格信号的失真和价格机制的扭曲,不利于节能减排和清洁能源发展。当前,应利用低通胀有利时机,将外部成本内部化,争取在“十三五”期间形成覆盖全要素的绿色电价体系。
煤炭的外部成本已可量化。目前欧盟碳市场每吨二氧化碳减排量的平均单价为6美元左右,根据煤电生产阶段的二氧化碳排放水平(约0.850kg/kWh)测算,则煤电生产排放二氧化碳带来3分/kWh左右的外部性成本。另据专家保守测算,燃煤造成大气污染导致的人体健康损失为50元/吨煤,煤电生产排放污染物带来2分/kWh左右的外部性成本。当前,应抓住煤炭价格水平低的有利时机,尽快形成绿色电价体系,积极助力能源结构调整。
构建绿色电价有两种途径。一是对煤电进行生态成本收费,即在煤电上网电价中增加5分/kWh左右的外部成本内部化费用(上交国家),按2014年全国煤电发电量3.8万亿千瓦时计算,应上交国家1900亿元。
二是对包括水、风、核、太阳能等非化石能源电力进行生态收益补偿,或在清洁能源上网电价中增加5分/kWh左右的生态收益内部化补贴(国家支付),按照2014年全国非化石能源发电量1.35万亿千瓦时计算,国家需补贴675亿元。
上述两种方案各有利弊,相关部门可综合考量任选其一或采取两者组合方案。同时,还应按照国家节能减排部署,利用碳排放权交易市场的建立和运行,探索清洁低碳电力抵免二氧化碳排放量的交易机制,研究对电力企业设立上网电力单位电量二氧化碳排放标准,促进水电等清洁可再生能源的发展。