能源市场化改革精选(九篇)

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第1篇：能源市场化改革范文

【关键词】中国；自然垄断产业；石油天然气行业；改革方向

0. 引言

改革是进步和发展的直接体现。对于中国自然垄断产业石油天然气来说改革势在必行，以保证能源安全和石油天然气可持续供应[1]。改革开放30多年来，我国石油天气行业有一定程度的改革，但受计划经济的影响较大，改革并非一朝任务，是个长期的历程。进一步深入市场化改革，实现政企分开，转变政府职能；引入市场竞争机制，提高市场化效应；建立市场准入机制和投融资体系；同时，建立现代的企业管理制度和运营机制，改革价格体制；形成多元化的产权制度等以推进市场化的改革，是我国石油天然气这一自然垄断产业重焕生机和国际竞争力的唯一出路。

1. 当前中国石油天然气的特性

1.1事关国家的稳定和安全

随着社会经济的不断发展，对于石油、天然气等常规能源的需求也日益增加，使得能源的日趋衰竭，能源的发展直接关系到经济和社会发展。世界各国都十分重视能源安全。如今，掌握了能源的主动权，则掌握了经济发展的主动权，也掌握了国家之间进行较量的先机。应该积极做好：第一，加大国内的石油天然气等能源产业的改革和发展力，提高国内企业的国际竞争力，提升能源的可持续供应和国内保障机制。第二，争取最大限度的对世界能源资源的争夺。深化改革石油天然气产业市场化，提升国际竞争力，强化应对风险的能力，有利于国家安全建设。

1.2事关现代化建设和民生建设

我国的现代化经济建设中离不开能源，石油天然气等能源则是国民经济发展的基础性产业，对整个国民经济的价值链有着直接的影响，且影响着各个行业的发展。随着我国现代工业化的推挤以及人们汽车消费的大众化，石油天然气需求量日趋增加，以至于对进口的要求的不断提高。我国正处于现代化工业建设的关键时期，必须保证好能源的持续性供应和成本低效益高的需求[2]。石油天然气的改革直接关系到我国现代化建设和民生的建设。

1.3改革的关键时期

改革开放至今，我国自然垄断行业等竞争型行业的改革都有一定进展和成效。但是，石油天然气的改革却没有很好的跟上步伐，成为其他行业进一步的改革的压力和阻碍。当前，我国石油天然气的改革是行业发展需求不成熟，供应不到位的情况下进行的，存在诸多的问题和矛盾。一直以来，我国石油天然气行业是以国民经济和国有企业作为主导的，收计划经济体制的影响较深，以及资源的分割状况较为严重，不同的利益汇集一起，难以区分[3]。我国石油天然气的特性决定了其改革具有特殊性。

2. 我国石油天气行业的经济技术特点

2.1规模化的经济性

石油天然气行业属于资金密集型产业。从此角度看，石油天然气行业有着较强的规模化经济性，主要体现在资源分布广，开发的成本高，输送投入大，技术性安全性强。自然垄断行业的一个表现就是规模化经济，如何处理规模经营和垄断，是改革的重点，决定着行业能否很好的发展，是否有着很大的竞争力[5]。

2.1一体化经营

我们通常生活生产使用的汽油、煤气、天然气等，都是由石油天然气行业经过开发勘探、管道运输、销售使用等不同环节进行的，每个环节都具有一定的作用，相互是密切联系的。一旦一个环节出现问题，都会影响到其他环节的成本及收益。因而我国的石油都是采用上下级的一体性经营模式。

2.3自然垄断和竞争业务交叉

由于石油天然气行业的一体性经营的特点，使得自然垄断业务和竞争业务交叉。主要体现在石油天然气的开发勘探和销售两个环节都有着市场竞争性的，管段运输有自然垄断性。竞争性业务必须在市场作用下进行，但自然垄断环节的经营者却极少，可能出现垄断经营。

2.4技术和环境影响大

石油天然气的开发需要勘探、钻井、管道等不同的技术联合完成。各项技术的先进与否直接影响到石油天然气的开发质量和效用。技术的进步对于我国的石油天然气行业的作用越来越大。在能源开发利用过程中，必须考虑对生态环境的影响。减少和治理石油能源开发利用带来的生态环境问题，是当前石油天然气行业改革的重点之一。

3. 我国石油天然行业改革的方向

3.1完善政府管理体制

我国石油天气行业运营管理模式是政企管理，政府起到了主导作用。各个政府部门对自我职能进行集中分散，分散之后仍保留行政职能。建立了综合性的能源政府管理部门，以行业发展为基点，建立相应的监管机构，分开政府的制定和监管职能，实现依法监管，完善各项行政审批等制度，加强技术、安全、环保等领域的社会监管。

3.2价格体制

价格的市场化改革是行业进行改革的最大难题。目前，我国现阶段，在市场竞争局面的形成，市场化经济的体制，市场化的法律法规等配套条件都不够成熟，改革进程应该环环推进，将石油天然气的发展现状和行业特点作为改革的依据，科学合理的进行市场化价格改革。

第2篇：能源市场化改革范文

[关键词] 能源法 价格 市场化 煤炭 电力 石油

长期以来，能源产业作为国民经济的基础产业，受到国家高度控制，不但主要能源领域皆为国有企业垄断经营，能源价格也受到政府严格监管，执行政府定价或者政府指导价。2007年12月1日公布的《能源法》征求意见稿，提出“建立市场调节与政府调控相结合、以市场调节为主导的能源价格形成机制，”为能源市场价格改革确定了基本方向。然而笔者认为，我国过去已经对能源价格进行了市场化改革，之所以难以实现市场主导，关键因素在于国有企业在能源市场的垄断地位。如果市场结构不发生变化，能源价格形成机制也很难发生根本性改变。

一、煤炭价格形成机制及其弊端

由于拥有丰富的煤炭资源，我国能源消费主要依赖煤炭，煤炭消费占我国一次性能源消费的70%。煤炭行业也是进行市场化改革最早，市场化程度最高的能源行业。早在1992年，国家就放开了煤炭价格，实行煤炭价格由市场调节的政策。但是煤炭价格的市场化并不彻底，国家仍保留对煤炭价格进行干预的权力。国家对煤炭价格的干预主要是干预发电用煤的价格，而发电用煤约占煤炭消费总量的60%。每年的煤炭订货交易会是煤炭生产企业和电力企业讨价还价的主要场所，在煤电双方对电煤价格达不成一致意见时，国家发改委就出面裁决。例如，2003年5月和2004年8月，国家发改委两次下发通知，直接规定煤炭价格上涨幅度。

煤炭价格放开后，使煤炭价格能够反映煤炭生产成本和市场供求关系，促进了煤炭工业的发展。但由于煤炭价格实际上并没有彻底放开，导致煤炭市场同时存在市场定价的“市场煤”和执行国家指导价的“计划煤”。人为压低电煤供应价格，造成了以下几个方面的问题:1.不同煤炭生产企业之间的不平等，生产计划煤的利润远低于生产市场煤的利润;2.发电企业之间的不平等，使用计划煤发电的利润远高于使用市场煤发电的利润;3.煤炭生产企业和发电企业之间的不平等，人为压低电煤价格实际上是向发电企业转移煤炭企业的应得利润;4.煤炭生产地区和电力使用地区的不平等，通过压低煤价以稳定电价，实际上是通常经济比较落后的煤炭产区向通常经济比较发达的用电地区提供补贴。

二、电力价格形成机制及其弊端

电力是二次能源，由煤炭、石油、水力、核能、风能等一次能源转化而来。由于发电企业生产的电力必须经过长途传输，改变电压后配送到用户才能够使用，因此电力最终销售价格就包括了出厂价格、输送价格和配送价格。在2002年电力行业重组之前，全国绝大部分的电力资产都属于国家电力公司，国家电力公司销售电力执行政府定价。2002年国家对电力资产进行重组，实行厂网分开，分别组建发电企业和电网企业。在电价形成机制方面，将电价划分为上网电价、输电价格、配电价格和终端销售电价，上网电价又分为容量电价和电量电价。目前，输电价格、配电价格以及容量电价由政府制定，电量电价由市场竞争形成。在终端销售价格方面，改革的方向是在允许全部用户自由选择供电商的基础上，但目前只能放开规模以上用户的电力价格。

电力行业改革方案吸收了市场经济国家的先进经验，但由于我国电力行业市场化程度仍然较低，电力价格形成机制的建立还远未达到设定的长期目标。1.输电和配电按规定由国家根据“合理成本、合理盈利、依法计税、公平负担”原则制定，但是政府部门很难确定垄断企业的合理成本，造成输配电成本的居高不下。2.容量电价按照规定由政府制定，但在煤炭价格大幅度上涨的情况下，政府常常因为担心加剧通货膨胀而拒绝上调电力价格，限制了市场机制的作用。3.由于没有建立独立供电商制度和配电网络的公平准入制度，终端用户无法选择供电商，通过竞争形成终端销售价格也就无从实现。4.五大发电集团作为国有企业，国资委是它们共同的老板，之间不可能产生真正的竞争。2007年7月，在煤炭价格上涨的压力下，五大发电集团选择国家发改委，要求上调电力上网价格。

三、石油价格形成机制及其弊端

1998年，国家放开了原油交易价格，三大石油公司之间完全按照国际市场价格进行原油交易。2001年10月，国家又放开了除军队用油外的灯用煤油、化工轻油和燃料用重油价格。目前仍然执行政府指导价的是汽、柴油零售价，实行政府指导价的具体办法是由国家发改委根据新加坡、鹿特丹和纽约三地市场价格制定零售中准价，由石油、石化集团公司在8%的浮动幅度内确定具体零售价格。因此，我国成品油价格实现了与国际市场接轨，但并没有放开。而且，我国成品油价格与国际市场接轨也并非完全接轨，而是存在时间上的滞后和波动幅度的修正。为了稳定国内成品油价格，避免频繁调价，国家发改委曾明确规定“ 国内成品油价格在国际油价短期上涨时不上涨，而在国际油价下降时不降或少降”。

政府对成品油价格的控制，导致了以下几个方面的问题:1.在国际原油价格高涨的情况下，造成国内“油荒”。在原料价格上涨而产品价格被强制压低的情况下，炼厂没有生产积极性或者干脆停产检修，是造成供应短缺的根本原因。2.人为制造的境内外价差，给成品油走私留下了利润空间。3.加剧了炼厂和成品油销售企业经营状况的不稳定。由于国际原油价格波动起伏较大，而国内成品油价格相对稳定，成品油经营企业的利润空间就成了平衡国际油价和国内油价的缓冲器，承受国际油价变动的冲击。4.国有企业和民营企业的不平等。2006年，为了弥补中石化炼油业的亏损，国家财政拿出100亿元对其进行补贴，据说中石化希望2007年能得到50亿元的补贴。巨额补贴固然是对石化企业保证国内成品油供应的奖励或报酬，但民营企业显然没有得到这一优惠。

四、能源价格市场化依赖市场主体多元化

政府对能源价格的干预，产生了诸多不利于能源行业发展的影响。然而，国家为什么还要保留这种干预权？笔者认为，根本原因在于国有企业在能源行业的垄断地位。国有企业在能源行业的垄断地位，既为政府干预能源价格提供了必要性，也提供了便利的途径。为了避免垄断企业滥用权力，政府必须对其价格行为进行严格监管，以维护广大消费者和社会公众的利益。同时，政府也可以向垄断企业打招呼的方式，方便有效地干预价格。例如在最近的“油荒”中，发改委在控制终端销售价格的同时，要求中石油、中石化想办法提高产量，这在其他性质的企业是很难想象的。

能源价格的市场化，以竞争性市场的存在为前提，而竞争性市场需要多元化的交易主体。如果能源行业的主要企业都属于同一个老板，是不可能真正形成竞争的，也不可能在此基础上形成反映市场供求关系的市场价格。因此，能源法如果想要建立以市场调节为主的能源价格形成机制，必须首先研究如何实现能源领域的主体多元化。没有主体多元化，价格市场化就无从实现。然而，能源法在提出能源领域实行投资主体多元化的同时，更强调的是国有控股资本的主体地位，而这种主体地位通常就是垄断地位。

参考文献：

[1]黄盛初:能源市场、价格与能源改革目标[J].中国煤炭，2002（1）

[2]陈冀:资源性产品价格改革确定三原则[N].中国改革报，2006-8-1

[3]刘树杰陈扬:我国基础能源的价格改革[J].宏观经济研究，2005（12）

第3篇：能源市场化改革范文

这在能源行业，尤其如此。油企巨头中石化率先垂范，赶在全国两会前夕抛出重磅公告：将对油品销售业务板块进行重组，引入社会和民营资本参股。中石油也不甘示弱，号称已搭建了6个合资合作平台，在油田开发、管道建设等领域推进混合所有制改革。

这在多年来垄断铁板一块的油气行业，确实是值得称道的变革。如果不是上面政策推动、油企主动开门，民营资本真正进入油气开发还不知道要等多少年。

混合所有制这个概念其实并不新鲜，多种所有制形式并存，国有、集体、民营成分三者兼而有之。这在推行了股份制改革或者已经上市的国企中，混合所有制实际早已存在。

而油企巨头这次推进的混合所有制改革，显然比上一轮的股份制改造更深入一步。

一是占股比例尺度更大，油企巨头甚至是可以放弃控股地位（中石化董事长傅成玉已明确宣称民营参股没有比例限制）；二是领域更广，肥肉一块的油田开发、管道、销售都在此次开放之列。

但是，做到这些，混合所有制就能顺利推进了么？还有待观察。目前来看，不管石油巨头如何释放诚意、如何加大开放尺度，民营入股的积极性似乎还不太高，原因很简单：如果只是一场“假面舞”，谁都不愿意掏出真金白银去作陪。

混合所有制，并不是引进一点国资以外的资本入股就算数，更不是在董事会加把椅子投投票就完事。这些都只是混合所有制的形式，是戴在脸上的面具。混合所有制要想成功，必须要有制度、观念等更深层面的市场规则建设做基础。

比如说，现在中石化下属某单位引进了民营资本、建立起了董事会。但是，这能完全做到市场化运作么？在现有的人事制度和管理体制下，在行使职权时，上级指示很轻易取代董事会决议。没有真正建立现代企业制度，董事会和投票权都是摆设。这是其一。

其二，能源行业都没有市场化，何谈企业经济制度的市场化？能源行业市场化改革喊了几十年，但是核心问题依然没有解决，政府定价、国企垄断、特权保护，一样都没少。在这样的大环境下，民营资本哪敢大举进入。

国有、民营要是齐心协力还好，万一国营出资方不配合，民营资本就只有听天由命的份儿了。

第4篇：能源市场化改革范文

意见要求抓住有利时机深化电煤市场化改革。指出，煤炭是我国的基础能源，占一次能源生产和消费的70%左右。电煤是煤炭消费的主体，占消费总量的一半以上。深化电煤市场化改革，搞好产运需衔接，对保障电煤稳定供应和电力正常生产，满足经济发展和群众生活需求具有十分重要的意义。20世纪90年代以来，我国煤炭订货市场化改革不断推进，价格逐步放开，对纳入订货范围的电煤实行政府指导价和重点合同管理，对保障经济发展曾经发挥了积极的作用。但由于重点合同电煤与市场煤在资源供给、运力配置和价格水平上存在着明显差异，限制了市场机制作用的发挥，造成不公平竞争，合同签订时纠纷不断，执行中兑现率偏低，不利于煤炭的稳定供应，越来越不适应社会主义市场经济发展的要求，改革势在必行。2012年以来，煤炭供需形势出现了近年来少有的宽松局面，重点合同电煤与市场煤价差明显缩小，一些地方还出现倒挂，电力企业经营状况有所改善，改革的条件基本成熟。为此，应抓住当前有利时机，坚定不移地推进改革。

意见布置了煤电改革的主要任务，指出，要坚持市场化取向，充分发挥市场在配置煤炭资源中的基础性作用，以取消重点电煤合同、实施电煤价格并轨为核心，逐步形成合理的电煤运行和调节机制，实现煤炭、电力行业持续健康发展，保障经济社会发展和人民生活的能源需求。具体表现为：

——建立电煤产运需衔接新机制。自2013年起，取消重点合同，取消电煤价格双轨制，发展改革委不再下达年度跨省区煤炭铁路运力配置意向框架。煤炭企业和电力企业自主衔接签订合同，自主协商确定价格。鼓励双方签订中长期合同。地方各级人民政府对煤电企业正常经营活动不得干预。委托煤炭工业协会对合同的签订和执行情况进行汇总。运输部门要组织好运力衔接，对落实运力的合同由发展改革委、铁道部、交通运输部备案。

——加强煤炭市场建设。加快健全区域煤炭市场，逐步培育和建立全国煤炭交易市场，形成以全国煤炭交易中心为主体、区域煤炭市场为补充，与我国社会主义市场经济体制相适应的统一开放、竞争有序的煤炭交易市场体系，为实施电煤市场化改革提供比较完善的市场载体。煤炭工业协会在发展改革委指导下做好衔接协调，研究制定交易规则，培育和发展全国煤炭交易市场体系。

——完善煤电价格联动机制。继续实施并不断完善煤电价格联动机制，当电煤价格波动幅度超过5%时，以年度为周期，相应调整上网电价，同时将电力企业消纳煤价波动的比例由30%调整为10%。鉴于当前重点合同电煤与市场煤价格接近，此次电煤价格并轨后上网电价总体暂不作调整，对个别问题视情况个别解决。

——推进电煤运输市场化改革。铁道部、交通运输部要加强对有关路局、港航企业的指导，完善煤炭运力交易市场，依据煤炭供需双方签订的合同和运输能力，合理配置运力并保持相对稳定，对大中型煤电企业签订的中长期电煤合同适当优先保障运输。对签订虚假合同、造成运力浪费或不兑现运力、影响资源配置的行为要依法依规加大惩罚力度。铁道部要周密制定电煤铁路运输管理办法，进一步建立公开公平的运力配置机制。

第5篇：能源市场化改革范文

发挥财政资金托底和撬动作用。过去十多年，我市以财政资金为牵引，多渠道投入了1600多亿元治理生态环境。今后，应突出两方面：一方面，发挥政府的托底作用。加大对基本公共生态环境产品的投入力度，重点解决群众最关心的生态环境问题。开展生态补偿试点，通过转移支付保障重点生态功能区权益。另一方面，发挥财政资金“四两拨千斤”的撬动作用。我市通过优化财政资金配置方式，设立了全国首支环保产业股权投资基金，可撬动四五十亿元社会资金投入环保领域。我市在污水处理厂建设运营中推行PPP融资模式，也收到了减轻财政负担、维持污水处理厂运行的功效。类似举措，体现了改革创新精神。在做好风险防范的基础上，有条件的区县也可探索复制。

发挥环境市场补偿和反哺作用。生态环境作为绿色商品，应像其他商品一样，努力实现货币化、度量化和市场化。环境市场交易，可以发现生态产品价值，建立起市场化的补偿和反哺机制。环境交易市场，对不同排污主体而言，可以构建“谁受益谁补偿”的市场化机制;对不同区域而言，可以构建城乡区域之间新的反哺机制，促进五大功能区域协调发展。当务之急，可在前期开展碳排放、排污权交易试点基础上，进一步拓展排污权交易范围和品种，启动实施废气、污水和垃圾等污染物排放指标的市场化交易，优化环境资源配置。同时，还要推进政府购买环境服务、环境污染第三方治理、合同能源管理等探索，多角度健全和活跃环境资源交易市场。

发挥经济政策引领和倒逼作用。生态产业发展较好的地区，往往都在财政、金融、税收等经济政策上进行了有效调控，运用政策杠杆调动各方投入。这些调控主要分两类：一类是激励性政策，通过对企业技术创新等进行补助或税收减免，引领企业加大对节能减排等领域的投入;一类是惩罚性政策，通过对高能耗、高污染生产和消费课以重税等，倒逼企业加大对技术改造、设备更新等方面的投入力度，促进绿色发展。基于此，可积极推动资源性产品价格形成机制改革，执行差别电价和超能耗惩罚性电价、可再生能源电价补贴、脱硫脱硝除尘电价等政策。落实资源能源节约和生态环保税收优惠政策，探索建立再生资源“押金―退款”制度。推进污染治理设施、排污权抵押贷款和融资服务，开展环保贷款贴息和贷款担保，以金融创新支持环保投入。

第6篇：能源市场化改革范文

关键词：成品油；易涨难跌；滞后性

一、周边国家成品油市场化改革的启示

对于任何一个国家而言，石油储备具有重要的战略意义。上世纪八九十年代，石油是日本的主要能源，但是由于日本国内石油资源比较短缺，长期处于净进口状态。所以国际原油价格变动对日本国内经济产生较大影响，尤其是第一、二次石油危机使日本经济深受其害。因此，日本成品油市场化改革必须首先考虑原油价格传导和国内的承压情况。通过对日本成品油市场化改革过程的研究，总结出其市场化改革可以分为四个阶段，第一阶段为1962-1972年综合能源政策确定阶段，通过实施《石油业发》日本政府第一次行政干预成品油的定价；第二阶段为1973-1985年向节约能源型结构转型阶段，通过颁布《国民生活安定紧急措施法》，日本政府决定国内成品油的标准价格，有利于维护日本经济的稳定，但是同时也阻碍了石油行业的发展；第三阶段为市场化过渡阶段1986-1996年，日本政府通过推行一系列的放松管制措施，实行准市场价格为完全市场化打下坚实的基础；第四阶段为1997-2002年完全市场化阶段，实行进出口自由化及废除《石油业法》，创造国内成品油市场完全竞争环境，价格最终由市场决定。可以看出日本是通过法律、法规的制定与实施，促进其市场化改革，这是日本成品油市场化改革过程中最为鲜明的特色。同时日本政府在国内与国际成品油价格接轨过程中，逐步放松多成品油的管制，确保国内生产企业和消费者有能力分阶段适应。结果，日本经济不仅没有被石油危机冲垮，反而以此为契机，促进了国内产业升级，培育出了诸如丰田汽车、东芝电子等极为注重节能环保、有全球竞争力的大公司，也推动日本成为世界上最注重节能的国家之一。

发展中国家对于成品油定价机制的市场化改革同样很迫切。通过对金砖四国之一的印度其失败的成品油市场改革研究发现，印度的市场化改革分为三个阶段，第一阶段为1974-2002年，印度政府实行成本加成原则制定国内成品油的价格，该原则规避了国内成品油价格受到国际石油价格变动的影响；第二阶段为2002-2006年有管理的市场化定价阶段，政府不再参与成品油的定价交由企业自主定价，只是在特殊情况下才使用行政手段干预企业的定价权，为印度确定了市场化的方向，但是其机制存在设计上的严重失误，比如对煤油和LPG的巨额补贴，加上国际油价的不断高涨，使政府负担愈加沉重。负担转移到国有公司后，又造成国有石油公司财务状况恶化，严重削弱了其进一步投资和开拓市场的能力。第三阶段为2006年政府完全收回定价权阶段，由于企业自主定价加上国际油价的不断飙升，印度市场上的原油价格达到了63.22美元/桶，政府不得不收回了汽油和柴油的定价权，标志其成品油市场化改革以失败而告终。

纵观各国成品油定价机制市场化改革的成功和失败的经验，可以看出改革的时机出现是需要本国政治、经济等各种因素的综合相互作用的结果，而不是政府的一厢情愿，同时成品油市场化改革不单单只是定价机制的改变，而是全方位、多方面从生产领域到流通领域的再造。因此，在成品油市场化改革过程中应该：1）成品油市场化改革要总体设计，法律先行，按部就班地实施；2）价格市场化要配套推进，分步到位；3）炼油与油品分销业要规范准入，合理发展；4）加油站经营要系列化，加油站业务开展应因地制宜。

二、我国的成品油定价机制

2007年以来，受到国际政治、经济等多方面的影响，国际油价经历了过山车般的跌宕起伏（如图1），通过国际油价与国内成品油价格的比较发现，我国成品油价格与国际原油价格总体趋势一致，但是当国际原油价格上涨的时候，我国成品油价格涨幅超过国际价格涨幅；当国际原油价格下跌的时候，我国成品油价格跌幅小于国际价格跌幅（如图2），这种易涨难跌的现象日益受到人们的关注，更加促使了国内外学者对于我国成品油定价机制从不同的视角展开了研究。

我国成品油进行了6次改革，第一次：1998年6月3日，原国家计委出台《原油成品油价格改革方案》，规定中石油和中石化两个集团公司之间原油交易结算价格由双方协商确定。第二次：从2000年6月起，国内成品油价格开始参考国际市场价格变化相应调整，当时仅参考新加坡市场的油价。第三次：从2001年11月起国内成品油价格参照新加坡、鹿特丹、纽约三地市场价格进行调整，当国际油价上下波动幅度在5%～8%的范围时，国内油价保持不变，超过这一范围时由国家发改委调整零售中准价。第四次：2006年初，国家发改委确定国内成品油价格实行政府指导价，零售基准价以出厂价格为基础，允许企业在此基础上可以上、下浮动8%来确定具体零售价格。同时推出“四个配套机制”。第五次：成品油价格和燃油税费改革，2009年1月1日起取消公路养路费等收费，提高成品油消费税单位税额，实施特殊用途成品油消费税政策。第六次：自2009年5月7日起，参考布伦特(Brent)、迪拜(Dubai)和米纳斯(Minas)三地原油价格调整国内成品油价格。当国际油价连续22个工作日日均涨幅或跌幅超过4%时，就会考虑对国内成品油价格进行调整。国际市场原油价格低于每桶80美元时，按正常加工利润率计算成品油价格；高于每桶80美元时，开始扣减加工利润率，直至按加工零利润计算成品油价格；高于每桶130美元时，采取适当财税政策保证成品油生产和供应，汽、柴油价格原则上不提或少提。

三、我国成品油定价机制存在的问题

虽然我国石油市场已经与国际市场石油价格基本接轨，且我国的石油定价机制趋于完善，但是这种“接轨”还只是停留在价格水平层面，而不是价格机制层面上的“接轨”。并且只有当布伦特、迪拜、辛塔三种原油的22个工作日现货移动平均价格变化幅度超过4%，就考虑调整国内成品油价格，存在着明显的滞后性，不利于我国成品油价格从分反应当期的市场价格。而且我国已成为继美国之后的世界第二大石油消费国和世界第三大石油进口国，但在国际原油定价机制里基本上是被动接受国际石油基准价，也就是说我国对于国际原油的进口量非常大，但是却不能影响国际石油价格的制定，一直被动的接受国际上的石油价格，缺乏定价权。

四、提出的建议

我国在进行成品油市场化改革过程中取得了一定的成效，现行成品油定价机制是定价机制改革的进一步深，同时也是改革进程中的一个过渡方案，并且进一步推进改革的困难明显减少，但同时应该看到其现行定价机制中存在的问题。因此提出以下四点建议：①建立和完善我国的期货市场，逐步形成“国际定价中心”②建立国际采购协调机制，通过国内企业采购联盟争取合理价格③形成统一、开放、通畅、有序的能源、原材料市场④加强外汇储备的运用，形成石油储备体系。

参考文献:

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[4]陈茜.我国货币政策有效性分析，《财政金融》，2008，（10）.

[5]尚佩锋，我国货币政策有效性探析， 《金融经济》，2007，（10）.

[6]杨如彦、崔海亮，货币政策的信号传导机制：国内银行间市场的证据，《世界经济》，2006，（10）.

[7]蒋瑛琨、刘艳武、赵振全，货币渠道与信贷渠道传导机制有效性的实证分析―――兼论货币政策中介目标的选择，《金融研究》，2005，（5）.

[8]陈飞、赵昕东、高铁梅，我国货币政策工具变量效应的实证分析，《金融研究》，2002，（10）.

第7篇：能源市场化改革范文

新国家能源局正式组建月余，我国能源管理体制开始新的探索与尝试。

与以往“分权式”改革不同，此轮机构改革更强调能源管理机构宏观管理和服务职能。从时间维度检视，这是能源管理体制第十次大规模调整，甚至被看做是“能源部”之前的过渡。

与刘铁男时代重视项目审批不同，“三定方案”赋予能源局主要职责是：拟订并组织实施能源发展战略、规划和政策，研究提出能源体制改革建议，负责能源监督管理等。

从国家能源局近期工作安排看，国家能源管理从微观项目审批向宏观管理过渡，从批项目转向宏观战略、宏观规划、宏观政策、能源改革和能源监管等领域，微观管理上简政放权，并强调事后监管。

根据既往改革经验，改革尝试成败与否取决于机构职责定位，以及所赋予的职权。在近30年能源管理体制变迁中，能源管理机构历经国家能源委、能源部、国家经贸委、发改委能源局、国家能源局、国家电监会。

每一次变革都有部门之间的分权博弈，但此次重组之后国务院大幅简政放权，削减下放部门职权，转变政府职能、改进工作方式。能源管理正在开启大不同的时代，但“旧愁新恨”始终存在。这一次是否是另一个试错的过程？

如何收拾监管烂摊子？

过去60年，我国能源机构变革经历三次电力部、三次煤炭工业部、两次石油部、两次能源委、一次燃料工业部、一次能源部、一次发改委能源局、一次国家能源局、一次国家电监会。

改革变迁中解决了旧问题，新问题不断沉淀。新的国家能源局不得不面临一个“非计划，非市场”的能源管理体制。从管理职能设置上，在中央层面与政府能源管理的职能部门有21个。

能源管理职能分散在国家能源委、发改委、能源局、国土资源部、水利部、工信部、财政部、商务部、科技部、建设部、农业部和交通部、环保部、电监会、安监总局等部门。国家电网、中石油、中石化、中海油、神华集团等大型国有能源企业也承担部分政策性职能。

在政府管理方式上，市场经济手段、行政手段并存。在能源领域，除煤炭价格完全市场化后，电力、油气、新能源等产品价格仍然实现管制。除此外，投资、项目核准等权限仍然掌握在国家发改委、能源局等部门手中。

在本轮国家能源管理体制改革中，市场化仍是方向。能源局并组建市场监管司、法制和体制改革司，将在能源市场监管和体制改革上扮演更重要的角色。

从国际能源监管经验看，经济性监管和社会性监管职能通常是分开的，涉及安全、环境和健康等方面社会性监管职能均由专业化机构负责，能源市场准入、价格、成本、投资、服务质量和市场交易规则等经济性监管职能由监管机构统一负责。

在我国，当前发改委价格和投资审批仍将发挥作用，财政部、商务部、工信部、科技部、海洋局、农业部等部门也参与能源行业管理。这种状况决定，发达国家的模式暂不可行。

基于此，在此轮机构改革中，大能源部依然缺位，能源监管从“政监分离”回到“政监合一”。

在“政监合一”的管理格局下，如何保证独立能源监管工作的开展？能源局派出机构职权又如何与总部、地方能源部门协调？

从问题的迫切性看，后者更为突出，甚至影响了派出机构监管工作的开展。派出机构人士介绍，目前，国家能源局与派出机构、派出机构与地方能源管理部门之间的职权关系界定仍不清晰。

基于此，一些地方派出机构原电力监管工作受到影响，更不用提将监管业务拓展到煤炭、石油等领域。目前，能源局监管办（局）工作重心仍是电力安全检查、供电服务质量、电力业务许可等方面。

按照“三定方案”，原电监会派出机构划给能源局实行垂直管理，但方案回避派出机构和地方发改委、能源局、经信委、安监局之间的职权关系。从增强能源监管的改革初衷看，明晰派出机构职责至关重要，否则“政监合一”模式只成功一半。

职责与权力如何匹配？

过去十年市场监管经验表明，监管体制改革必须与市场化改革同步。否则，将陷入“无权可监、无力可监、无法可监、无市可监”的尴尬境地。

原国家电监会所以被撤并原因即在于此。业内专家认为，对于新能源局而言，强化市场监管的前提是权力与责任匹配，提高能源局行业管理和市场监管的权威。

但在国务院职能转变、审批制度改革背景下，能源领域取消下放项目审批力度之大前所未有。改革领域涉及煤炭、电力、油气、新能源等各方面，涉及能源局电力司、煤炭司、油气司、新能源司等多项审批权力被大幅削减。

“三定方案”不再强调能源局负责煤炭、石油、天然气、电力（含核电）、新能源和可再生能源等能源的行业管理。在这样的权力配置和政策格局下，国家能源局能源监管工具是什么？

此外，能源监管领域遗留或潜伏的问题繁多，半年之余的改革甚至更让这些问题发酵。诸如，垄断企业成本监管难、投资行政审批与市场需求脱节、垄断环节市场准入“玻璃门”、价格机制调节作用有限等。

能源局“三定方案”强调：“推进能源体制改革，完善能源监督管理，推进能源市场建设，维护能源市场秩序。”但与其职责匹配的权力却未见实实在在的增强。

尤其是在价格要素管理上，新能源局仍然只有建议权。国务院强调“国家发改委调整涉及能源产品的价格，应征求国家能源局意见”，在输配电价格成本核算、跨区电网输配电价、大用户用电直供的输配电价格等方面仍需发改委核准。

第8篇：能源市场化改革范文

关键词：新形势；电力系统；供需互动；电力市场化；智能电网建设；再生能源 文献标识码：A

中图分类号：TM711 文章编号：1009-2374（2016）34-0166-02 DOI：10.13535/ki.11-4406/n.2016.34.081

在很长的时期中，需求侧对于平衡电力供需和改善系统运作的主动作用没有得到重视，在市场中始终是价格被动接受者的位置，而真正引起关注的则是因为电力市场危机而导致电力市场发展问题暴露，对需求侧的作用才开始关注。

1 电力系统发展阶段

1.1 市场化改革推进

全球中的很多国家对电力市场做深入改革，将传统的电力市场运行方式进行全面改革，使电力市场以开放式模式进行运作，因此带来了需求侧和供给侧相结合的理念来达到供需关系的平衡。市场化程度的加深在很大程度上充实了电力交易方式，并且使市场交易机制更加灵活多变，这对于需求侧来说提供了很多的可能性。在国内很多大城市中推行的峰谷电价，就是客户可以依据自身用电情况来进行选择，而对一些在高峰期自愿中断负荷的企业可以给予一些奖励。

1.2 智能电网的建设

需求侧的成本、效益和自动化程度决定了在电力系统中所起到的作用，智能电网是当前电力系统中非常重要的科技创新发展，所以要大力地对其技术进行发展。智能电网的发展提供了将高级计量基础设施和能量管理系统结合的双向通信设施和双向电力传输技术，最大的优势就是将信息不对称而产生的成本进行了有效的降低，不但有效地改善了市场透明程度，还稳定了电力行业的良性竞争方向。

1.3 可再生能源的发展

化石能源储备量越来越少，这样风电可再生能源的开发力度会大大提升，但随之而来的就是发电侧的不确定会提升。若仅仅利用发电侧来对系统的安全进行负责，则在经济性能上表现效果相对较差，因此主动追踪电力供给对于大规模再生能源网来说是非常可靠的安全运作基础。在使用可再生能源的同时，不可避免地要增加分布式电源数量，所以普通的用户可以通过屋顶光伏发电等方式来获得电能，改变原来电能购买使用者的身份，在达到自身使用电能标准的同时还能将剩余电量储存下来。与此同时也可以和电网签订合同，这样在得到低廉的购电费用等优惠的同时还能对价格波动进行一定的控制，对于跨时空交易来说十分有利。

供需互动由此而产生，主要指的是电力系统中各个方向利用市场或是服从系统调度来明确和调整用电和发电的方式，这其中还有电能、信息和交易的互动。供需互动可以对双方之间的资源做调整和协商，以此使用最低的成本来维护系统的安全性，确保其经济运作的正常化，这样不仅能将资源进行合理使用，还维持了竞争的公平性，保证了电力市场中的合理性。

2 供需互动的实现形式

2.1 互动形式的种类

供需单侧各方之间的互动形式，包含了供给侧方的发电权交易和需求侧方的用电权交易，但是确保发电和用电权交易的正常化进行，就需要保证电力的供给是不间断的，即便是电能出现短缺的情况下这种交易也可以顺利开展，在供需内部中通过交易来控制供需关系，目的就是达到最合理的资源配置。

供需两侧各方之间的互动形式，依据各种形式之下需求侧参与和影响市场的程度之间的差别，分别是需求响应、需求侧竞价等内容。需求响应是市场利用价格信号和激励方式，通过需求弹性来控制用户的电力消费模式，以便可以有效地减少供需互动形式所产生的成本。而在需求侧竞价中电力需求侧既是价格接受者，更是市场中的参与者，可以和供给侧来共同参与竞争中，控制和影响价格形成。负荷调度可以表现出部分负荷灵活可调性，主动地参与到系统的运作过程中，这样可以达到经济效益和整体资源的合理配置。在具有分布式电源的调度情况下，电力用户要掌握屋顶光伏、小型风机等发电设施，变为产销合一者，对用电和发电做合理的调配。除此之外，聚合不同容量的分布式电源，在市场竞争中还具有非常大的优势。

2.2 发电权交易

发电权交易是指发电商通过在市场中进行竞争从而得到发电许可份额，并且以市场规则为基础而从事交易。水火互济的生产方式会是电力系统长时间优化调度的基础，但是可再生能源的发展日渐壮大，使得风火置换交易对火电运行成本进行了有效的降低，这样也减少了碳排放量。在国内，煤电发电量在整体装机容量中还具有很高的比重，而因为国内电源结构的不完善导致可再生能源和负荷中心分布不合理，所以要利用发电权交易来解决这种情况，但是国内发电权交易市场程度较低，灵活调整机制所具有的优势没有充分地表现出来。

2.3 用电权交易

用电权交易则是指电力用户依据自身的标准，根据规则来对用电权做交易，实现电能使用在用户之间的自行调整，通常而言具有单位耗能从高到底，以及由少至多的方向性。用电权交易下开展电力用户互惠是最为合适的方式，带动了用电的有序性，利用市场来对资源做合理配置就可以有效地对需求侧市场进行完善。用电权交易也是需求响应、负荷调度的一种市场化方式，通过对峰荷的调节来维持电力平和，确保了电力系统的正常运作。最近几年对能源开发力度的加强，对于当前电力供需紧张形势而言不得不说起到了很好的缓解作用，但不可否认的是其中还存在着时效性、时段性等缺电情况，综合来看国内电力市场化程度并不高，这样导致了用电权交易单纯的存在于需求侧内部中，没有完全地发挥出其应用性。

2.4 需求响应

需求响应存在于市场中，是参与其中的用户因为价格信号产生的反应或是其中的一些激励制度而做出反应，对电力消费模式的一种改变。需求响应将需求侧的安全稳定性充分的表现出来，需求响应一方面是关于价格的需求响应；另一方面是关于激励的需求响应。前者的需求响应指的是用户在根据电价的浮动来做调整，最终实现降低电费的目的，而后者则指的是用户通过削减负荷或是截断用电等方式来获得一定的奖励，无论是那种需求响应都可以进行协调发展。需求响应同时也是虚拟资源，在进行交易的同时对各方面项目的开展能够进行有效的调节，以此来获得实际的利益。

但是国内对于需求响应项目的开展并不完善，一些大型城市虽然已经开始了分时电价等模式，但是这种情况并不多见，而从发达国家来看，需求响应对于系统短期容量缺失情况可以起到有效的调节作用，并且对于高峰电价、电价波动风险等风险也能有效的避免，因此同样也可以在国内进行推广。

2.5 需求侧竞价

需求侧竞价是一种主动竞争，用户能够根据自身需求来做自我调节，通过竞价来融入市场运作中，同时可以收获到相应的经济效益，而实行的机制主要分为两种：一种是双边合同交易；另一种是参与市场竞标。

双边合同交易指的是需求侧必须参与到市场议价中，使得市场格局中出现多方代表参与其中的形势，以便可以对电力供需和电价体系做科学化调节和控制，对电力交易方式做好风险管理，形成全面互动职能电网独有的特征。考虑到实际的成本，一般情况下是用电量可以达到一定程度，需求量非常大的客户才能和发电商做电能交易。输配电定价模式所包含的种类主要有三类，它们分别是单一电量定价、单一容量定价和两部制电价，并且根据输配电固定成本、网络损耗等内容来做分配。需求侧可以把整个需求参与到市场竞争中，可以提供需求侧竞价曲线，同时也可以参与内容丰富的需求变量市场竞争中。

3 供需互动的市场特性

3.1 供求机制

因为电力资源没有办法大规模经济储存，之前的电力市场就没有办法像其他商品那样利用仓库来进行储存，以便可以及时地投入到市场中来解决供求平衡的问题。因为市场是以销定产，所以只能不断进行扩建、升级输电设施，加大投资力度来能保证逐渐增长的电力需求。但是其中也存在着一些问题，例如大范围缺电、系统可靠性降低等问题。而在供需互动的电力市场中，达到供需平衡的方式有很多种，不会局限在一条渠道上。需求侧要签订合同就要对电力需求做时空调整等多种方式来对市场供需做调节，配合供给侧供需问题来对资源做合理的配置。

3.2 价格机制

价格机制是市场机制的中心，可以充分地体现出市场中需求侧和供给侧之间的影响，而国内的电价主要包含了上网电价、输配电价和销售电价。在没有供需互动的电力市场中，电价机制的波动较大并且存在着不合理性。发电商为了利益而采用持留发电容量等方式来提高市场电价，尤其是在需求侧本身没有一个良好的价格弹性的形势下。除此之外，因为以销定产的市场特性使得风水季节弃水情况时有发生，并且因为负荷水平频繁变化而带来了经济损失，电价持续的下降，甚至出现负电价，将市场中的风险提升。

3.3 促进市场改革

电力系统的供需互动对于价格来说，是一种反馈方式，能将价格的形成和变化具体的表现出来，这同时也可以看出市场配置所具有的优势，具有高效的用电负荷，不仅将供需关系管理协调，还能预测未来走势，充分地体现出了供需互动对系统安全稳定运作和市场公平合理发展的重要意义。和很多已经具有供需互动项目的发达国家相比，国内的发展时间较短，但是不可否认的是其潜力十分巨大。在新形势环境中要在电价形成机制中逐步健全用户端购电的开放，不断挖掘大用户购电能力，还要扩大分布式再生能源网范围，真正地发挥出价格信号在调节供需关系中的效果。还可以进行有序的需求响应项目，健全再生能源电价和奖励机制，这样利用技术手段来提升能源使用效率。

4 结语

新形势下电力系统中供需互动方面是电力市场化的改革，对电力系统也是一个完善和创新的过程，提升了系统的安全性和稳定性。而国内电力市场化的不断发展对供需互动形式也是一种双向的选择，希望可以降低电力市场中的风险，为电力系统的科学发展提供基础。

参考文献

[1] 王锡凡，肖云鹏，王秀丽.新形势下电力系统供需互动问题研究[J].中国电机工程学报，2014，（29）.

[2] 张钦，王锡凡，王建学.电力市场下需求响应研究

第9篇：能源市场化改革范文

北京石油交易所分析师于鹏告诉《中国经济信息》记者，“这一存量气与增量气的价格并轨，拉开了天然气价格市场化的帷幕。”依据《通知》，年内我国将建立起天然气阶梯价格制度，直供用户用气门站价格也将放开。天然气这一“减霾”能源又向市场化迈出了坚实一步。

下调空间尚存

依据《通知》，从4月1日开始，增量气和存量气的门站价格每千立方米将分别降低440元和提高40元，天然气价格在实现了并轨的同时全面下降。对于这一变化，国内多家券商和能源交易机构都表示“十分意外”，纵观整个天然气价格改革，价格下降尚属首次。据有关机构预测，气价的进一步下行依然可期。

从2013年起，国家发改委研究并正式提出了天然气价格调整方案，并正式将非居民用气分为存量气和增量气两种，存量气指2012年实际使用气量，增量气指超出2012年使用量的部分。据了解，这一改革是在总结广西和广东天然气价格形成机制试点改革经验基础之上形成的。根据当时提出的规划，增量气门站价格将一步到位，调整至与可替代能源价格相当的水平，存量气由于基数较大（在非居民用天然气使用量中，增量气仅占约2成，而存量气则占据约8成），计划在三年内逐步完成，到“十二五”末，也就是在2015年底前后将调整完成，这次气价并轨大大超出了预期。

早在2013年7月，国家发改委就上调了非居民用气价格，全国平均天然气门站价格提升至每立方米1.95元，相较之前的每立方米1.69元上调了0.26元。2014年9月，国家发改委再次上调了非居民用天然气门站平均价格，上浮达每立方米0.4元。全国各地在调整之后，天然气存量气与增量气间的价格差距约为每立方米0.46元至0.48元。

随着今年4月1日的到来，我国的非居民用天然气价格存量气与增量气将有降有升，实现非居民用天然气气价的统一。

根据银河证券的分析，在这一次并轨之后，我国的非居民用天然气价格已经与进口燃料油及液化石油气的价格持平，相当于2014年国际油价在90美元/桶时的水平。于鹏分析认为，“近期国际油价将维持在40美元-60美元/桶之间。”这样一来，国内油价还将存在进一步下调的空间。

这一趋势在天然气价格上也必将得到体现，或许这一次打破“常规”的气价下调仅仅只是开始，在不久的将来气价仍将下行。

降价利好下游

气价改革来的如此之快，主要是因为“新常态”下天然气消费增速放缓。于鹏说：“国内天然气消费增速放缓和LPG等替代能源价格下滑，是国内天然气价格改革提速的最主要因素。我国天然气供应主要来自“三桶油”，这次降低气价与国际天然气价格运行趋势吻合，大大降低了改革阻力。

“三桶油”在中国天然气产业链中占据上游。依据官方公布的数据，中国在2014年的非居民用气约为1450亿立方米，在这中间存量气为1120亿立方米，增量气是330亿立方米。按照这一系列数据进行推算，这一次气价下调，仅仅中石油和中石化两家公司就将减少收入约100亿元人民币。中石油以其70%的市场占有率损失最大。但随着国际天然气价格的下行，其进口的天然气成本必将下降，损失远没有预想中大。

而气价并轨的受益者却很多。

首先，此次居民用气门站价仍不作调整，对居民生活和价格总水平没有直接影响。非居民用气价格并轨，存量气全年提价总额和增量气降价总额基本相当，社会负担总体持平。

其次，在非居民用天然气价格下调后，以天然气为燃料的汽车用户将成为最直接的受益者。吉林白城一位油改气的出租车司机王师傅告诉《中国经济信息》记者，“之前每次加满气要75元人民币左右，4月1日后，加气站零售价格每立方米将下调0.44元，百公里燃气成本将减少3.6元左右。每天的燃气成本可以降低10元左右，一个月下来就可以减少支出300元。”

最后，天然气产业链的下游企业更是受益良多。此次天然气增量气价下调利好下游LNG和CNG加气站行业、城市燃气行业，尤其是天然气分布式能源和气头尿素行业。武汉交大新能源公司负责人说：“本次天然气价格下调能让下游企业降低用气成本，对LNG船舶行业也是利好。”

“直供”深化改革

气价并轨利好下游相关行业已是不争事实，但对于整个天然气行业的改革发展而言，《通知》中明确的下一步改革目标则更引起市场的关注，这就是国家即将放开直供用户用气门站价格，由供需双方协商确定，逐步实现气价由市场决定。

于鹏说：“直供气的主要对象是天然气的销售企业，包括各地的燃气公司、下游工业用户，例如建材企业、玻璃生产企业和水泥企业等，还有天然气发电厂和LNG工厂等。放开直供气门站价格意味着，上述企业将直接向中石油购买天然气，价格和数量由双方自主协商。”虽然我国70%的气源仍在中石油一家手中，但此举也算向市场化迈出了重要一步。

国家发改委有关负责人称，放开直供用户用气门站价格的原因主要有以下四点：首先是天然气的可替代性很强，可以很快与其他能源产品间形成竞争，利于市场发展;其次是随着我国海上天然气资源、页岩气、煤层气和液化天然气的产量和进口量增加，天然气上游产业已经形成竞争格局;再次是在可以预见的未来，国际和国内天然气供需相对宽松;最后是直供用户用气量大，这有利于他们与上游企业间进行价格谈判。

“直供”这一模式已经在我国的电改中进行了部分尝试，被认为是摸清输配电成本、理顺用电关系的重要手段。是政府“放开两头、监管中间”的重要手段。安迅思天然气行业分析师陈芸颖认为：“这有利于进一步推进天然气价格的市场化改革，更有助于未来直供气门站价格的市场化。”