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(二)提高政府定价的科学性和前瞻性。能源价格尽管依附于体制,但又有其相对独立性,在体制不变的情况下,能源价格依然有较大的改革空间。因此,对暂不具备竞争条件的自然垄断、公益性产品和服务价格,如输配电和油气管输等网络性输送价格,以及居民用电、用气价格等,应理直气壮地由政府管制,但要严格投资和成本监管,主动加强对标管理和约束。在符合宏观政策取向(节能减排、绿色低碳、保障民生等)的前提下,可模拟市场建立“奖优罚劣”的评价考核机制并事先公布,提高管理效能,彻底改变以前被动、跟随式调整价格的模式。同时,可配合利用财税、市场交易等调控手段,合理反映生态环境治理等外部性成本,使能源价格与宏观经济政策及消费者承受能力相适应。
(三)避免价格改革成为单向的“涨价游戏”。应开门搞改革,广开言路,集思广益,充分听取各方面尤其是持反对立场人士的意见,使改革的逻辑被社会公众普遍理解和接受,改革的节奏和力度主要由市场来调节。要让能源价格有升有降成为常态,给消费者更多自主选择权,逐步提高社会各方面适应市场、理性预期、提前应变的能力。
(四)因时制宜创新价格改革与管理方式。能源各行业、上中下游各环节以及不同地区之间情况千差万别,各有特点和规律,对改革的承受能力也各不相同,用一种模式推行价格改革并毕其功于一役是不现实的,不能迫于改革的压力一哄而上,胡子眉毛一把抓,更不能急功近利,强行实施一些并不成熟的改革举措。应抓住当前有利时机,统筹规划、总体设计、分类推进、分步实施。对实践亟需、时机成熟的重点领域改革,应集中力量打“歼灭战”,力争实现重点突破。要在推改革与防通缩、促环保、稳民生之间找到均衡化路径,促进能源价格日常管理与改革工作统筹协调,实现平稳过渡。
(五)处理好价格放开与下放的辩证关系。要遵循能源价格管理的规律,做到收放结合,张驰有度。对那些本应放给市场的能源价格,不能为了减少责任和规避风险,不加区分简单下放给地方,否则不仅于事无补,还会带来新的矛盾和问题。只有对仍需由政府定价的能源价格,才能根据其影响范围和性质,遵循责权利对等原则,将适宜由地方管理的下放给地方政府;对涉及全国和跨省区布局优化及利益关系的能源价格,应旗帜鲜明地由中央政府管理。
3.近期重点改革举措
(一)推进电价市场化改革,一揽子破解煤电矛盾和新能源上网等难题
煤电矛盾是长期困扰能源价格工作的突出问题,当前矛盾虽已缓解,但“市场煤”和“计划电”非对称体制的弊端依然存在。现行的煤电联动机制只能实现价格的“机械传导”,对非理性的涨价或压价、成本“虚增”等都没有约束作用,且调整时间严重滞后甚至产生“反调节”效应,不利于从根本上化解煤电矛盾,只能作为一种过渡性措施。可再生能源和分布式能源上网难、消纳难,是制约新能源产业健康发展的主要短板,也是被社会诟病较多的问题,亟需从价格机制和政策上寻找出路。
上述问题的根源在于电价机制不合理、不灵活,而好的电价机制难以形成和起作用,主要又是因为现行电网公司的功能定位阻碍了市场发育和发展,不适应新兴能源产业发展壮大的需要。要从根本上破解这些难题,核心是构建新的价格机制,关键抓手在电网。
我国目前电网公司“独买独卖”的电力体制和严格的电价管制,客观上阻隔了电力生产者和消费者之间的信息传导,使市场机制基本失灵。因此,当前改革最紧迫的任务,不是简单放开电价,而是结合电力体制改革,弱化或取消电网企业独家买卖电的垄断权力,创造条件使发电企业与用户直接“见面”交易,真正让市场发挥决定性作用,形成及时反映供求关系和承受能力的价格,使价格信号能在上下游相关产业间顺畅传导,有效调节能源生产和消费。建议重点推进以下改革:
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日前,由中国能建广东院勘察设计的国家能源集团清远石角天然气分布式能源站项目全面移交生产。该项目位于清远市清城区石角镇石角工业园内,是广东省重点工程。项目建设2套100兆瓦级燃气——蒸汽联合循环热电联产机组。项目建成后,年发电量11亿千瓦时,年供热量203万吉焦,可有效替代石角工业园区内分
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面向新型电力系统开展电力规划,应对“不确定性”是其中的关键命题。高比例新能源、高比例电力电子设备的“双高”特性,叠加用户侧用电结构变化和大量新型负荷的崛起,源荷双侧不可预测性显著增强,传统“源随荷动”的平衡模式难以适用,电力系统安全韧性面临的挑战在“十四五”期间已逐步显现,“十五
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