抓住低通胀有利时机 推动油价电价改革

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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。
                        无论是应对气候变化还是治霾，能源都是重要抓手。价格是调整供需和引导资源配置最为关键的杠杆，适时加快能源价格改革，可对应对气候变化和治霾发挥重要作用。当前，物价平稳，通胀率总体偏低，各方面认识已比较一致，加快能源价格改革，将外部成本内部化，建立反映全要素的价格体系，可为治霾、结构调整和市场化改革增加动力、释放活力。
以放为主加快能源价格形成机制改革
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。按照新电改明确的“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。
　推动成品油价格市场化定价
面对国际油价深度下行，近日价格主管部门在已有“天花板价”的基础上，增设40美元“地板价”，进一步完善成品油定价机制，并将油价调低至“地板价”对应的价格水平。同时，下放液化石油气等价格，简化调价程序，释放了推动油价市场化提速信号。
成品油价格市场化定价是未来油价改革方向，目前尚存差距，当前宜抓住机遇，乘势而上，力争使起步较早的成品油价格改革尽快实现市场化定价，为其他领域价格改革起到应有的带动作用。
成品油价格市场化面临资源高度集中，市场缺乏竞争的体制性障碍。勘探开发环节，只有少数几家国有公司享有石油勘探开发专营权；进口环节，5家国有企业原油进口总量占整个原油进口的90%以上；炼化环节，国有企业占到75%；批发零售环节，由于成品油批发和零售环节的专营体制，市场过于集中于个别央企，在全国9万多座加油站中，社会资本名下的加油站数量接近50%，但销量仅占10%。从全产业链看，上中下游资源均过于集中，难以开拓更多油源并有效竞价。国家对成品油价格规定的是最高零售价，加油站基本都是按照最高价执行，掌控市场的主体没有动力降价。
推动成品油市场化定价，必先推进油气体制改革。体制改革的关键在于构建竞争性的石油生产和流通市场，同时做好政府监管。
第一，破除资源垄断，逐步放开上、中、下游市场准入。有序放开原油和成品油进出口权，改革成品油批发零售环节特许经营权，放宽加油站业务的市场准入，允许中石油和中石化对其全资或控股拥有的加油站企业进行混合所有制改造或剥离，逐步实现加油站行业多元主体经营。
第二，发展石油期货市场，积极参与国际石油定价和对冲油价波动风险。放宽石油期货交易参与主体的限制，允许国有油气企业参与交易，允许各类企业能够实现实物交割。同时，增加上海石油期货交易所的交易品种，扩大交易规模。与此同时，要完善监管制度，防范恶意投机炒作。
第三，理顺成品油消费税征收程序，将其下移至终端。改变消费税征收方式，由隐性征收改为显性征收，还原消费税本来面目。
第四，补位政府监管。相关部门要做好价格、油品质量、市场秩序、税收等领域监管，真实反映市场供求、引导投资与科技创新、保护环境和绿色消费。
第五，各项制度保障到位之前，可采取两种过渡措施逐步放开成品油批发和零售价格。一是将定价权交予第三方机构，如上海石油天然气交易中心，由交易中心按照价格主管部门的定价规则定期发布油价调整信息，价格主管部门专注于做好监管；二是在油源较多、市场化程度较高的山东、广东两省先行试点。以上两种过渡措施，可选其一尽快启动，积累经验，待条件成熟时将定价权下放企业或将试点推广至全国，实现成品油定价的市场化。
　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。
<p>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。