价格改革:如何当好能源革命的先行军-第3页-北极星火力发电网

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一是分批放开售电业务，先建立大用户与发电企业直接交易机制，扩大发电、售电领域市场化定价范围。政府主导，建立统一的市场交易平台，发电企业和符合规定条件的大用户强制参与，成交电量和价格由双方报价决定。对不参与直接交易的居民、农业等中小用户，电量仍由电网公司作为“保底供电商”统购统销，电价由政府调控。

二是在严格成本监管的前提下核定独立输配电价，为实施双边交易提供清晰透明的过网费信号。独立的输配电价可在核减电网无效投资和不合理成本的基础上，从保持电网现有的购销差价(含目前工商业用户承担的交叉补贴额)起步，逐渐过渡到各区域、省级电网间“对标”管理，按全国先进水平制定“领跑者”输配电价标准，促进各电网企业主动提高技术管理水平，防止其获取超额垄断利润，也使优质用电大户能享受到更低的输电价。上述办法可在深圳、蒙西等改革试点地区先行先试，积累经验后在全国推广。对早期投产的输电通道，如西电东送、三峡等输电工程，由于其运行多年后已基本收回投资，可大幅降低输电价格，为跨省区输电腾出价格空间，也为构建更大范围的电力交易市场创造条件。

三是逐步改变电网公司盈利模式和功能定位。通过逐步扩大双边交易范围，电网企业统购统销电量逐渐减少，赚取价差利润的空间也将逐渐缩小。由此，电网独家买卖电的特权将自然消除，电网企业依靠购销价差获利的经营模式，将自然过渡到收取过网费或准许收入模式。

通过以上改革，占总电量约80%的工商业用户将逐步拥有用电选择权，实现与发电企业直接交易，电价由竞争形成，这样就克服了政府定价信息不对称、调节不灵活、受宏观调控影响等局限性，打通了煤价、上网电价与终端用电价格及时传递的途径，将使积重难返的煤电矛盾迎刃而解。

同时，由于改革后电网企业只负责输配电和电网安全责任，将基本退出电力买卖的利益链，发电、售电业务与电网企业没有直接利益关系，这样将有利于电网实行公平调度，从根本上解决可再生能源、分布式能源上网和消纳难等问题，有效减少不合理的弃风、弃水、弃光限电。

(二)模拟市场机制，化解气、电价格不协调不匹配矛盾

天然气大发展是我国优化能源结构、推动能源生产和消费革命的战略举措。据多方面研究表明，在现有的价格机制和政策下，我国天然气未来需求增长将明显放缓。考虑到当前大部分进口天然气签的都是“照付不议”合同，“十三五”中后期我国将出现天然气供过于求的局面，预计2020年“过剩”500亿方以上。但这只是低消费水平下的相对过剩，未来天然气用不完，主要是因为“用不起”。最突出的是，我国天然气发电的价格竞争力严重不足，已投产机组利用小时低，大部分亏损，靠财政补贴才能勉强维持运转。从国外经验看，天然气大发展必然伴随着燃气发电的大规模应用，而我国现行的气、电价格政策显然难以适应这一新的发展需要。

为了化解上述矛盾，建议改变现行天然气、电力均实行单一固定价格、且互相没有关联的定价模式，在气、电价格均未市场化之前，落实气、电价格联动，同步实施天然气和电力季节差别价格，并尽可能拉大价差。天然气需求的季节性差异很大，如北京、天津冬天需求量分别是夏天的7倍和5倍，夏天则相对富余(储气库只能容纳少量富余天然气)，而夏天恰好是用电的高峰期，因此，气、电需求具有较强的季节调峰互补性。如果设计好气、电价格联动机制，在夏天用富余的天然气来发电，实现低价气发高价电，在夏天2000多小时内满发，其他季节则少发并主要用于调峰，一方面将有效缓解天然气发电亏损的困境，使气电不用财政补贴也基本能自我发展;另一方面也将平抑天然气和电力峰谷差过大的矛盾，实现气、电互济调峰，为天然气大发展创造有利条件。

近几年天然气价格持续上涨，用户的承受能力普遍下降，导致有效需求萎缩，大气污染防治要求的“煤改气”和“气代油”等工程进展缓慢。同时，气价结构也不合理，发达国家居民气价一般是工业和发电气价的2-3倍，而我国为60%左右。因此，在当前国际油价大幅下降的背景下，可通过多元开发和进口策略(如鼓励企业到境外签订低价LNG长期供应协议，锁定气价风险)，扩大低成本天然气的供给来源。在此基础上，可考虑不同用户的需求弹性，适当降低发电、交通、工业新增用气价格，提高居民、商业用气价格。这样，将逐步理顺天然气与煤、油、电等可替代能源的比价关系，避免“黑色能源”替代“绿色能源”的逆替代现象发生，也才能有效减少交叉补贴，避免政府定价对市场价格的扭曲，进一步提高天然气的有效需求。

原标题：价格改革:如何当好能源革命的先行军

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