发布日期：2020-08-06
本文是在中国社会科学院国家高端智库论坛暨“发展经济学在中国：庆祝改革开放四十周年国际研讨会”发言基础上完善而成，收录于中国社会科学院副院长、学部委员蔡昉研究员主编的《中国奇迹背后：改革的逻辑与学理》，社会科学文献出版社，2020年6月，164-176页。
1. 导言
中央强调让市场在资源配置中发挥决定性作用，这需要对价格进行改革以便给市场传递正确信号。中国1984年开始实施价格双轨制，国家允许国有企业在计划产量之外按照不超过国家规定价格20%向市场出售产品。1985年初又取消了价格上浮限制，允许计划外产量由买卖双方协商决定(Wu和Zhao，1987)。之后国家价格改革取得了长足的进步，价格改革的总体趋势，就是逐步去除由中央政府垄断定价、转向一个更市场化的定价机制。总体来说现在社会上绝大部分商品都已经市场化了，由市场定价，真正还没有市场化或者市场化程度不高的商品不多，能源就是其中之一，尤其是能源里面不同能源品种，相关价格改革的速度和力度差异非常大（Zhang，2014）。煤炭价格市场化程度最高，做的最差是电力价格，电价改革尤为滞后，基本上还是国家定价。
本文首先讨论了煤炭、成品油、天然气和电力四大能源品种价格改革的进程。其次，从能源价格弹性、油价和电价格调整对通货膨胀影响顾虑、与弃风弃光有关的产业规划和激励机制问题、天然气和石油的价格脱钩、能源价格与其他定价政策之间的交互影响、北京雾霾治理做法不可复制引出的制度改革等六个方面，提出学术和政策上中国能源价格改革中一些值得深入研究的理论问题和思考。最后，讨论了新一轮煤、油、气、电价格改革的重点和方向。
2. 煤炭、成品油、天然气和电力价格改革
2.1 煤炭价格改革
说到能源品种，首当其冲是煤炭，因为中国的能源生产和消费主要依靠煤炭，这种趋势相当长时间内不会改变。因此煤炭价格及其改革至关重要。
煤炭可用于发电和供热，也可用于其他用途。用于其他用途的煤炭价格从1993年开始全部市场化了，但煤炭用于发电的，即所谓的动力煤或电煤，还是由国家定价。煤炭越来越多的用于发电。目前，全国50%多煤炭消费用于发电和供热。电煤价格是国家控制，其他用煤的价格是市场化的。对煤电厂来讲，煤炭成本大约占到发电成本的70%。煤矿不愿意把煤卖给煤电厂，因为卖给他们价格低。对煤电厂来说，在市场上购煤变得越来越困难。
为了解决这个矛盾，理顺煤电价格关系，促进煤炭与电力行业全面、协调、可持续发展，2004年，国家发展和改革委员会改革了过去“一机一价”的定价办法，建立了煤电价格联动机制，以半年为周期，当周期内平均煤价变化幅度超过5%时，相应调整电价。同时，为减缓煤炭价格上涨对推高用电成本的影响，规定由发电企业内部消化30%的煤价上涨因素。2015年底国家发改委对煤电价格联动机制又做了调整。２０１６年１月１日起开始实施的联动机制，以一个年度为周期，当周期内煤价超过5%就对电价进行调整，同时允许发电企把90%增加的燃料成本转嫁给电网。
2017年煤炭价格上涨非常快，符合煤电价格联动规定要求，但国家发改委并没有对电价做调整。所以说煤电联动机制并不是一个自动机制，不是说满足了这个条件国家一定就会对电价做调整。
2.2 成品油价格改革
原油价格在中国1998年开始就与世界接轨，但成品油价格还是由国家定价。2009年5月，国家发展和改革委员会出台了《石油价格管理办法》，进一步确定了成品油价格形成机制。当国际市场原油连续22个工作日移动平均价格变化超过4%时，可相应调整国内成品油价格。但是成品油定价机制存在两个主要问题。一是调价周期太长，不能够及时地反映国际油价变动的情况。二是设定了调价的油价变动幅度要达到4%，造成国际油价变动不能够及时反映到国内成品油的价格上来。针对这些问题，2013年开始实施了更市场化导向的成品油定价机制，缩短了调价时间,调价间隔缩短至10天,同时取消了4%的油价变动幅度要求。不同于煤电价格联动机制，成品油价格调整机制是自动的，只要满足条件，国家发改委就对成品油价格进行调整。
随着中国经济的快速发展，国内石油产量已经不能满足其日益增长的需求，随之而来的是对国外进口石油的渴求的不断攀升。导致石油对外依存率屡创新高，从2009年首次超过50%，到今年超过70%。国内大庆、新疆生产原油每桶远超40美元。再加上节能和环保方面的考量。因此，国家发改委决定，从2016年1月起，当原油价格每桶低于40美元时，上述成品油价格不再随原油价格变动做调整。
2.3 天然气价格改革
天然气是清洁能源，特别注重环保后，越来越希望通过天然气替代煤炭解决污染的问题，所以国家一直努力在调整不合理天然气价格。
首先是在2011年底在两广（广东、广西）开展天然气价格形成机制改革试点，将天然气价格管理由出厂环节调整为门站环节，实行最高上限价格管理，并将定价方法由“成本加成”定价改为“市场净回值”定价，把天然气的价格与燃料油、液化石油气等可替代能源价格挂钩。2013年6月，在总结两广试点经验基础上，在全国范围内推广非居民用气价格形成新机制。同时，为减少改革阻力，区分存量气和增量气，增量气价格一步调整到与可替代能源价格保持合理比价的水平，存量气价格分三步调整。2018年6月国家发改委决定统一居民用气与非居民用气价格，并要求8月份之前各个省完成价格的调整机制。气价统一可避免城市燃气公司拿到气不愿意把气卖给居民而是希望卖给工商业，从而获利更多，这样也可有效避免2017年冬大面积出现的“气荒”问题。
2.4 电价改革
电力部门从中国解放以后一直是国家垄断。2002年电力体制改革，国家实施“厂网分开”，将电网的发电环节完全分离，形成了相互竞争的五大电力集团。由于发电环节相互之间的竞争，发电行业的投资规模和装机容量不断扩大，基本上解决了长期困扰的“电荒”的问题。但电网一直由国家完全垄断。所以2013年3月中央颁布进一步深化电力体制改革的若干意见，即所谓“9号文”，开启新一轮电力体制改革。
现在电网盈利模式有点像改革刚开始时的银行，主要靠吃贷款与存款之间的利差。电网是统购统销，买电和卖电价格都由电网决定，左口袋进右口袋出，电网就吃卖电与买电之间价格差。正在推行电价改革，电网盈利模式不再是这种模式，电网的盈利就是按照国家核定的输配电价（含线损）收过网费，市场交易的上网电价价格，加上过网费，再加上电力附加，今后就形成了参与电力市场交易的用户购电价格。而其他没有参与直接交易和竞价交易的上网电量，以及居民、农业、重要公用事业和公益性服务用电，继续执行政府定价。
3. 基础性的问题
从能源价格弹性、油价和电价格调整对通货膨胀影响顾虑、与弃风弃光有关的产业规划和激励机制问题、天然气和石油的价格脱钩、能源价格与其他定价政策之间的交互影响、北京雾霾治理做法不可复制引出的制度改革等六个方面，提出学术和政策上中国能源价格改革中一些值得深入研究的理论问题。
3.1 能源价格弹性
价格改革的效果不仅取决于如何实施，包括是否考虑给予一定时间逐渐推进，而且价格改革的效果与最基本的经济参数密切相关，其中价格弹性至关重要。在经济模型中这个参数经常假设固定。但这个参数值本身以及是否保持不变是非常关键的问题，但这个问题其实在国内研究的非常少。
国内实施阶梯电价，但这个价格改革的效果取决于价格弹性。Jin和Zhang(2013) 以2002-2009年北京城市居民月度微观数据为依据做计算，发现价格弹性基本上是1，并且随着收入增加而提高，这说明利用价格政策做为需求侧管理手段对高收入的群体可能还是有效的。现在国家通过价格手段控制煤炭消费、控制二氧化碳排放。实现这些目标隐含价格弹性不是固定的，而且是随着时间递增的。通过1998-2012中国省级面板数据，Buke和Liao(2015)研究发现，中国省级煤炭需求价格弹性越来越高，煤炭价格弹性的确是随时间递增的。因此，中国煤炭市场越来越适合通过价格机制降低煤炭需求，从而降低排放量。但这个研究并没有研究为什么价格弹性随时间递增的机理。Li和Li(2018)研究发现，经济转型作用对价格弹性变化至关重要。随着市场化的改革推进，能源作为生产要素与非能源的生产要素之间有更多的替代，导致价格弹性随时间增加。
上述这些研究说明，如果经济预测模型中把价格弹性这个关键参数假设不变，那么测算的价格改革效果就与实际不相符。
3.2 价格调整对通货膨胀影响顾虑
在中国提到提高能源价格，总有能源是基本生产要素会抬高成本引发通货膨胀的顾虑。实事求是地讲，中国还不能说是市场化的国家，但美国可以讲是世界上最发达的市场化国家。既然中国总是担心调价对通货膨胀影响，Wu,Li和Zhang(2013)比较了石油价格翻倍分别对中国和美国终端消费价格的影响。即使美国是市场化程度高、没有太多管制的国家，研究发现其实石油价格翻倍造成美国终端消费价格提高也不到2%。如果考虑还有一些传导机制受阻的话，终端消费价格提高也就1.3%。中国的市场化程度远远低于美国，管制和非市场因素作用更大，是否考虑传导机制受阻因素对中国的影响更大。正如Wu,Li和Zhang(2013)研究发现，石油价格翻倍中国终端消费价格从不考虑传导机制受阻因素理想情况下的提高4.9%大幅降低到考虑传导机制受阻因素下仅提高1.4%。因此，中国因为有更多非市场的因素在起作用，其实基础产品如能源价格提高的影响作用可能没有那么大，有些过虑了。这也是需要进一步开展研究的问题。
3.3 产业发展规划和政策的协调、政出多门与监管问题
中央层面一些产业政策本身就值得商榷、不同规划之间又没有很好地协调，造成无序竞争、资源浪费、产能过剩和贸易摩擦。比如，国家力推的远离负荷中心新能源基地政策本身就值得商榷，煤炭产能过剩、新能源消纳难不能说与此无关。风电发展和电网规划就协调得不好，同时，对于推动清洁能源发电、解决清洁能源跨省区消纳难问题也缺乏更为实质性的约束或者激励措施，造成严重弃风、弃电的尴尬，到现在都没有解决。考虑到清洁能源发电成本与煤电成本差距会进一步缩小，用户对清洁电力消费意识也在逐步培育过程中，可以考虑将清洁能源补贴政策由生产端移至消费端，将补贴对象由清洁电力生产者转移至清洁电力消费者，让清洁能源电力用户或者清洁能源消纳省份得到经济实惠，从心理预期上愿意使用清洁能源，从而解决清洁能源消纳难问题，进一步提高清洁能源消费占比。
太阳能光伏产业的发展规划和政策之间也有许多不协调之处。发展光伏产业本身没有错，但几乎全部依靠出口，没有培育国内市场。由于在上一轮战略新兴产业热潮中造成产能过剩，在美国、欧盟相继对中国光伏企业发起“反倾销”、“反补贴”调查后，光伏产业都曾经面临严重困境。以此为鉴，在布局绿色经济蓝图中，中国需要制定更加细致的产业发展规划和配套政策。
针对新能源汽车，工信部主抓油耗管理，财政部推出积分制，而国家发改委主张碳配额制，这种政出多门的新能源汽车系列产业政策调整大大增加了企业的管理成本。另外，新能源车骗补问题严重。根据财政部2016年9月公布的对新能源汽车推广应用补助资金专项检查通报，2009-2015年中央财政对新能源汽车推广应用累计补助334.35亿元。72家车企76374量车骗补金额达到92.7亿，占获补新能源汽车的19%和中央补贴的27.7%。
比如骗补的重灾区“6-8米纯电动客车”这一领域，在2013-2015年的补助标准中，每辆车中央给予30万的补贴；地方政府也会按比例从0.5：1至1:1不等相应配套。这样一来，企业销售一辆6-8米纯电动客车，最多可获得高达60万的补助。根据上述财政部通报，包括苏州金龙在内的5家问题企业，共骗取10.1亿的补助。这么高的骗补额，一方面说明新能源汽车的补助标准过高，另一方面也与补助仅与电动客车车身长度有关，而没有考虑其他关键技术指标，如单位质量耗能、纯电动续航里程。因此，为了避免“低质骗补” 的情况，政府在纯电动客车的补贴上，除了长度以外，补助标准还应考虑单位质量耗能、纯电动续航里程等关键技术指标，同时还要监管补助执行情况。
不过，新能源汽车骗补并不是支持产业政策“有没有用”之争哪一方，而是反映了即使像鼓励新能源汽车和煤炭行业去产能等这些具有良好初衷和目的的产业政策也需要监管以及如何补、如何去去产能这些政策设计问题。
3.4 天然气和石油的价格脱钩
天然气和石油的价格脱钩对中国的影响。现在北美的天然气和石油的价格脱钩了，但中国和欧盟目前还没有出现这种情况。既然这种情况在北美已经发生了，今后在中国就不能说没有可能发生。这样的话，那么，中国与俄罗斯所签与石油价格挂钩、380亿立方的天然气的30年合同大单可能就面临这样的问题。虽然天然气合约价是随行就市，随着石油价格变动按比例决定，但两者发生北美出现的脱钩的话，很可能签的合同大单以后可能就是一个大的损失。
3.5 能源价格与其他定价政策之间的交互影响
能源价格改革提高能源价格，采取众多机制鼓励节能、鼓励新能源开发与利用，同时也在试点碳排放交易、用能权交易。但这些机制之间会相互作用，有些可能会有负相互作用。比如，提高能源价格，实施碳排放交易，会降低煤炭消费。比如在欧盟碳排放交体系下，如果矿物燃料消费减少，碳排放也会降低，那么对碳配额的需求就降低，导致碳配额的价格相应降低，那碳排放权交易本身真正想通过比较高而且合适的碳配额价格激励新能源投资就弱化了。这些能源价格与其他定价政策之间的交互影响问题中国在政策制定和效果分析中都需要考虑。
3.6 北京雾霾治理做法不可复制需要制度创新
控制雾霾首先是从北京开始，采取的政策首先是大量削减煤炭消费，用气来代煤。根据Jin, Andersson和Zhang（2017）对北京的研究发现，气代煤作为发电来说是负效应，家庭用气代煤有正效应。全国包括河北也想复制北京的做法，用天然气代替煤炭控制雾霾，但天然气供应不足。如果北京雾霾来源三分之一来自北京、三分之一来自河北、其余三分之一来自天津，既然北京消费了这么多天然气代替煤炭，有些消费又没有正效应，那么把紧俏的天然气用在河北可能治理雾霾效果会更好。
那为什么北京少用天然气而让河北多用呢？环境治理经讲谁污染谁付费准则。其实还有一个国内不熟悉的准则，就是牺牲者付费准则。通俗点讲，就是受害者给造成危害的地方付费，让他们少做点恶。欧洲莱茵河下游的法国和荷兰支付费用让上游德国少排点污。若干年前北京的沙尘暴也有类似的问题。韩国和日本与中国合作，支付中国一些费用用于植树造林等，减少沙尘暴奇袭下游的韩国和日本，这就是牺牲者付费的例子。
既然北京雾霾来源三分之一来自河北，可以说北京是河北污染的受害者，北京可以考虑与河北开展合作机制上的创新。当然，可以采用常用的一帮一手段，北京一家单位对口帮助解决河北一家单位的污染问题，但效果毕竟有限而且也不是最有效的。现在财政上有中央到地方的纵向转移支付，但是地方之间的横向转移支付几乎还没有。如果北京通过自己财政横向转移支付给河北用于治理污染，那河北集中获得这个资源后其实可以在省、甚至在京津冀层面做更好的治理规划，治理效果会比一帮一手段更有效同时同样治理效果的费用会更少。
4. 新一轮能源价格改革的重点
煤炭价格双轨制取消了，但并没有看到一个全国的煤炭市场，因为火车铁皮并没有完全纳入市场化。40%~50%的煤炭需要通过铁路运输，火车铁皮没有纳入市场化，买的煤就不能运达负荷中心，完全市场化的全国煤炭市场就不可能建立。因此，下一步煤炭改革的关键就是要从产业链角度考虑，重点改革那些产业链中急需纳入市场化、但很大程度仍由国家控制的环节。
电力改革，有一些声音认为新电改的力度不尽人意，没有拆分电网。笔者认为电力改革拆分不拆分电网不重要，拆分电网以后区域电网照样可以形成自然垄断。对电力来讲，真正的改革是“管住中间，放开两头”，政府通过核定输配电价管住中间（电网输配），放开售电侧，尽管只是新增售电部分才放开。按照新电改方案，电网只收国家核定的过网费，下游销售端放开，如何解决电网调度的问题？销售端买卖双方不同价格，电网已经只收“过路费”、买卖的双方的价钱高低与它没有任何关系，这种情况下电网先调度谁的？另外，国家一直把降电价作为“三去一补一降”重要工作来抓。电网的“过路费”已经经过核定是不变的了，电厂在喊亏损，用户又普遍感觉电价太高，那么怎么降电价？整个电力系统利益攸关的三方都在含冤，而降电价就需要至少其中一方让利。因此，实施起来难度不小。
天然气改革，要加快建立上下游天然气价格联动机制，放开上下游竞争性环节，广开气源，增加供给。改革管道运输价格定价机制，国家核定管输价格，实施管道独立运行，管输业务独立，管网向第三方市场主体公平开放，输售分开，促进上下游天然气供需双方高效衔接，更大程度的实现天然气价格市场化。
成品油价格通过定价机制的调整已比较能够及时地反映国际油价变动的情况，但与用户感觉还是有反差。这可能主要是成品油定价机制里面仅考虑了国外市场原油价格，而国内因素考虑的还比较少。今后成品油定价机制应考虑更多的国内因素以便更好的反映国内成品油供需。然而，从长期角度来讲，成品油价格的市场化程度取决于国家在多大程度能解决“三桶油”在石油进口、上游勘探、生产和管输环节的垄断问题。
总之，中国40年的能源价格改革取得了长足进步，但能源价格改革还不彻底。只要这个主要生产要素价格改革不彻底，中国经济改革就远没完成。
张中祥，天津大学马寅初经济学院创院院长、卓越教授，国家能源、环境和产业经济研究院院长。
