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(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,使改革的举措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)因时因势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,张弛有度。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。
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,主要又是因为现行体制对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,关键抓手在于电网。
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和用户间顺畅传导,有效调节能源生产和消费。近期建议重点推进以下改革:
1.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,符合规定条件的发电企业和大用户强制参与,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。
2.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对居民、农业用户的交叉补贴额)起步,逐渐过渡到各区域、省级电网间“对标”管理,按全国先进水平分电压等级制定“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。
3.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。
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4月29日,协鑫能科发布2024年度报告及2025年一季度报告。2024年度,协鑫能科实现营业收入97.96亿元,归母净利润4.89亿元。其中,扣非归母净利润2.94亿元,较上年上升190.83%。在行业同质化内卷严重的大背景下,协鑫能科取得骄人业绩,得益于持续优化资产结构,深入推进“双轮驱动”战略。2025年首季,
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