中国能源供应体系研究：第九章能源价格机制与价格体系

我们目前所使用的能源主要是不可再生的化石能源，从其不可再生性和在国民经济中的重要地位，使得能源定价有别于一般性消费品。以下介绍几种能源定价理论与方法。

一、不可再生能源定价理论与方法

不可再生的能源主要是指以化石形式存在的能源，如煤炭、石油、天然气等。化石能源的形成一般要经过上亿年的时间，因此，储存量可以看做一个有限量，随着人类的开采而逐渐减少，直至耗竭。不可再生能源定价理论从属于资源价格形成理论，其主要是从可持续性、代际公平和资源效率最大化的角度确定不可再生资源的开采与定价，比较有代表性的定价理论有以下几种：

1．霍特林法则

霍特林（Hotelling）法则是不可再生资源开采过程必须满足的效率条件。但是霍特林法则是资源开采最优化的必要条件而不是充分条件，霍特林法则的含义是：如果不可再生资源的社会价值达到最大，该资源的净价格或所有权价值应以社会效益贴现率同样的比率上升。

霍特林法则的基本表达式是·PT＝ρPT即资源价格的增长率等于社会贴现率。

式中，PT是资源的净价格，ρ是社会贴现率。

如果考虑资源的开采成本，霍特林法则还有以下几种表现形式：

·PT＝ρPT＋ωGS

式中，GS为边际开采成本。GS为负值，开采成本越高，则表明资源存量越小。ω是资本影子价格。

霍特林法则可以推广到可再生资源：

ΩT＝Ω（ST）

ΩT是资源增长数量，资源增长数量是现有资源存量的某种函数。

2．不可再生资源（能源）的开发利用两时期模型

我们目前所利用的能源资源主要是不可再生的资源，如果我们这代人完全耗尽了，就不能被后代人所运用。不可再生资源（能源）的两时期模型是关于可耗尽资源（能源）动态分配的模型，模型所关注的问题实际上是代际之间的平等，也就是可持续发展问题。在经济学中，可持续标准是只要后代人的福利维持在所有前几代人同样的水平上，前几代人就有权使用这些能源资源。另外，假如从后代人手中转移能源资源导致后代人的福利低于前几代人享受的水平，那么，这种转移就违背了可持续性标准。可持续性的含义之一就是只要后代人的利益可以被保护，就可以使用这些资源。

设两个时期，时期0和时期1，有一个已知其固定存量的不可再生资源，其初始存量为S。设RT为T时期内的开采量，并假设单位时间内对该资源的需求方程为：

PT＝a－bRT

式中，PT为T时段内的价格，a、b为正的常数，因此，这两个时段的需求方程为：

P0＝a－bR0

P1＝a－bR1

PT＝ρPT－PΩS

B（RT）是消费者在时间T内消费资源RT后得到的总利益

然而，由消费者获得的总利益不等于社会纯利，因为资源开发包含了来自社会的投入，我们定义c为边际成本（c≥0），那么，资源总量RT的总开采成本CT为：

CT＝cRT

由开采RT所得的全部社会净利，为：

设ρ为社会贴现率，两时期社会福利函数可以表述为：

W＝NSB0＋NBS1／（1＋ρ）

如果资源S在第二时期全部开采完，R0＋R1＝S

两时期最佳资源开发利用的模型就是求下列数学式的最优解：

maxW＝NSB0＋NBS1／（1＋ρ）

s．t． R0＋R1＝S

最优解必然有以下性质：在需求和开采趋向于0的时间点上，存量同样趋向于0，否则，将发生资源的无谓浪费。

通过数学运算，最优解是：

P0－c＝（P1－c）／（1＋ρ）

ρ＝［（PT－c）－（P0－c）］／（P0－c）

PT－c和P0－c为净价格，这一结果实际上也是霍特林法则。霍特林法则规定，有效的开采项目要求资源的净价格的增长率始终等于社会效益贴现率。

现在我们知道，如果要达到福利最大，时间段1的净价格和时间段0相比较应该是多大。但是，什么是时间段0的净价格水平呢？这非常容易回答，找回经济中一些资源的固定存量在这两个时间段被完全开采和消费的资源，并假设已知这些资源的需求函数，一个优化开采项目需要两个毛价格P0和P1，以满足下列条件：

P0＝a－bR0

P1＝a－bR1

R0＋R1＝S

P1－c＝（P0－c）（1＋ρ）

四个未知数P0、P1、R0、R1在上述公式中，确定了福利最大化要求的两个价格。

最佳资源开发利用模型图解如图9－1所示。

第一象限，净价格随着社会效益贴现率增长，满足霍特林法则。第二象限是需求曲线，初始价格为P0，当价格达到K时，资源刚好消费掉，Pt等于资源需求的终止价格K。第三象限是不可再生资源的优化开采途径。

二、作为生产要素的能源定价方法

要素价格与产品价格的区别在于生产要素是中间投入品，对于生产者来说，能源与其他生产要素资本、劳动、原料一样，都是生产要素。消费者对一般商品的需求取决于这种商品的效用，厂商对要素的需求决定于要素的生产率，或者说要素生产率的价值。要素的价格由厂商的产品价格和要素的边际生产率乘积所决定。每个厂商对要素需求的累加就构成要素的市场需求。

在市场经济条件下，为了研究厂商对要素需求量是如何决定的，需要借助边际产品价值和边际要素成本这两个概念。边际产品价值（Value of the Marginal Product，VMP）是增加一单位生产要素所增加的产量的销售值，即边际生产要素的产值。在完全竞争市场中，厂商的产品价格P与边际收入MR相等，即MR＝P，所以增加一单位要素所增加的销售值，就等于这一单位要素所生产的边际产量与销售价格之积。VMP＝P×MP。在产品市场是非完全竞争的情况下，产品销售价格是销售量的一个函数。

图9－1　优化资源消耗模型的图解

边际要素成本（Marginal Factor Cost，MFC）是指可变要素每增加一个单位引起的总成本的增量。在完全竞争要素市场，厂商可以按既定价格购买所需数量的要素，所以，边际要素成本就是单位要素的价格。

厂商对要素的最佳需要量是由边际产品价值和边际要素成本所决定的，当最后一单位要素带来的收益即边际产品价值恰好等于为增加这最后一个单位可变要素所付出的成本时，即VMP＝MFC时，厂商的利润最大化。

换言之，对处于完全竞争中的厂商，其对生产要素的定价是由其产品的价格和要素的边际产量所决定的。若产品价格和要素的边际产量发生变化，厂商对生产要素的需求就会改变，所有厂商要素的需求变化的累积，就是要素市场需求的变化，要素价格也会改变。如图9－1所示，由于要素的边际产品是递减的，因此边际产品价值曲张是向下倾斜的。若技术改进，要素的边际产量增强，边际产品价值曲张向右移动，厂商的要素需求增加，随着技术扩散，所有的厂商都掌握了这种技术，要素市场总需求增长，要素的需求曲线向右移动，价格上涨并形成一个新的市场均衡价格。可以用这个思维解释近年来一方面世界石油价格的上涨，另一方面经济增长仍然强劲的问题。近几年来，由于市场需求的拉动，使得以石油为原料的资源产品价格持续上涨。另外，技术进步使得石油利用率大大提高，使得企业的VMP曲线右移，石油需求持续增长，从而推动了石油价格总水平的上升。当然，影响石油价格的因素还包括美元贬值、国际资本的投机和地缘政治的影响，但石油需求的持续增长是近几年石油价格上涨的最基本的影响因素。

在实际生产过程中，需要投入多种生产要素，在多种生产要素可以变动时，厂商对各种要素的最佳使用量需要符合下列条件：

MP1×MR＝MFC1，MP2×MR＝MFC2，MP3×MR＝MFC3

MP1／MFC1＝MP2／MFC2＝MP3／MFC3＝1／MR

MR是产品的边际收益，当厂商所投入的各种要素的数量达到各种要素的边际收益产品分别等于它们边际要素成本时，厂商可以获得最大利润，这一组要素投入组合是最佳要素组合。一个要想得到最大利润的厂商不仅要按边际收益等于边际成本原则确定最佳产量，而且要合理确定各种要素的使用量，使各种要素上所产最后一单位产品的成本相等。其中，MFC1∶MFC2∶MFC3就是不同要素的价格比。反过来看，要素的价格比也决定了要素组合。

三、自然垄断行业产品价格的制定

能源行业中的天然气管道和电网属于自然垄断行业。自然垄断行业的一个重要特征就是自然垄断行业的产品成本具有次可加性，即一起生产各种不同产业比分别生产它们所花费的成本更低。由于成本函数的次可加性，使得平均成本总是处于下降状态，并且边际成本也低于平均成本。若按完全竞争市场的定价模式，当价格等于边际成本时，就是迫使自然垄断行业的生产者在价格低于其平均成本的状态下经营，垄断行业就会亏损。但若由垄断行业的生产者按边际收入等于边际成本来定价，就会使产品的生产数量低于社会最优产出，消费者的福利也有较大的损失。由于自然垄断行业存在着定价方面的矛盾，所以，定价问题对于自然垄断行业是至为关键的。对于自然垄断行业，经济学家提出了多种价格形式：一是拉姆塞价格（将在公共产品定价中详细介绍）；二是FDC（Fully Distributed Cost）价格。

FDC定价方法是把企业的公共成本明确地分配在每一单位产量上，通常采用的方法主要是：产量法、成本法和收入法，即分别用某一产品产量、某一产品成本和某一产品收入在总产量、总成本、总收入的比重为权数平均分摊公共成本。

四、公共产品的定价

能源产品虽然不属于严格意义上的公共产品，但是由于能源是生活必需品，能源基础设施如天然气煤气管道运输系统，电力输送系统等可视为自然垄断型公共产品，或者叫准公共产品。所谓公共产品或者公共物品就是在消费上具有非排他性和非竞争性的特征。公共产品定价一般要考虑以下因素：补偿企业正常生产经营成本，保证公正投资回报，公平对待用户，消费者有支付能力，节约资源、保护环境。与自然垄断行业产品一样，公共产品也不能按边际成本定价。按边际成本定价会使自然垄断行业产生巨额亏损和竞争性公共产业产生超额利润。因此，公共产品领域不能按边际成本定价。而是在收支平衡的条件下，寻求资源的最优配置，一般称为拉姆塞价格。

设企业总收入为PQ，成本函数为C（Q），收入平衡的条件为PQ－C（Q）＝0

福利最大化的资源配置的价格由下列拉格朗日方程求出：

W＝∫P（Q）dQ－C（Q）＋λ［PQ－C（Q）］

式中，P＝MC／（1－R／ε）。其中，P为拉姆塞价格，MC为边际成本，ε为商品的需求价格弹性系数，R为拉姆塞系数，是对边际成本价格打的一定折扣或给予一定加成的系数。

在实际工作中，由于确定产品的需求价格弹性较难，公共产品定价一般吸取拉姆塞价格的内涵（收支平衡），按单位产品应分摊的从量成本、需求成本和用户成本之和确定。从量成本是指产品的生产和运输成本，用户成本是指用户家内设施成本，需求成本是指形成生产供应能力的固定资产折旧。

公共产品的定价方法除了上述方法外，还有线性收费和非线性收费。线性收费有定额收费和同一从量收费。定额收费就是向用户收取固定的费用，而不论用户使用量多少。定额收费比较简单，可以节省安装计量设备和查表的费用，但是容易导致产品使用上的浪费。同一从量收费是根据用户的使用量收费，我国居民用电目前就是采用这种收费方式。线性收费还有递减从量收费，它是定额收费和同一从量收费的派生形式。由于规模经济的作用，单位产品的平均成本是下降的，这样就把产品使用量分成几个数量级，不同的数量级分成不同的价格，形成分段递减从量收费。

二部制收费或者三部制收费就是非线性收费。所谓二部制收费就是把用户缴纳的费用分成两部分：一部分是固定收费；另一部分是从量收费或者递减从量收费。二部制定价虽然不如边际成本定价，但比平均成本定价为优。我国电力对产业收费就是采用二部制收费，一部分是容量电费，另一部分是电量电费。非线性收费在保证能源基本需求的前提下，对促进能源节约有较好的作用。

有些公共产品或者准公共产品的需求量是随时间变化的，形成明显的峰谷需求，为满足高峰需求投资的生产能力和设备，非低谷时出现闲置和浪费。高峰负荷定价就是使在高峰时消费的用户承担更多的成本，而在低谷时消费的用户承担少量的成本，一是解决用户之间的公共问题，二是有利于改善设备不均匀的负荷，提高设备运用效率。

一、我国能源价格形成机制及其变革

西方经济学的价格理论和马克思的劳动价值论是价格形成理论的两大派别。价格理论是西方微观经济学的核心内容，它解释社会总生产的构成或分配———为什么某些东西较其他东西生产得更多。西方经济学的价格理论核心是市场供需决定价格。在决定商品价格的过程，即市场供给和需求根据价格变化做出调整，当供给与需求相等时，这个调整过程结束，最终形成一个均衡价格。马克思的劳动价值论认为，价格是商品价值的货币表现，商品具有使用价格和价值两重性，商品的价值由生产商品所需的社会必要劳动时间所决定，商品价格的构成是已经消耗的生产资源的补偿价值、必要劳动时间的价值和剩余劳动的价值。商品的价值决定价格，价格围绕着商品的价值上下波动。但是，如何发现社会必要劳动时间，马克思并没有给出答案。在计划经济时期，我国所有商品都是实行计划价格，即由政府定价，并且长期不变。价格的作用只限于对生产成本的补偿，价格的其他功能由于经济体制的限制基本上消失。此外，由于政府掌握经济信息的局限性，使得计划价格也不能充分反映生产成本的变动。1978年，我国实行经济体制改革，价格体制是我国推行经济体制改革最先切入的领域。能源工业体制改革也是从价格体制改革入手。改革开放之初，在推行生产经营责任制的同时，能源价格包括电力价格、石油天然气价格、煤炭价格由原来的统一计划价格改为“计划价格”和“计划外价格”两类价格，称为“双轨制”，国家指令生产计划实行计划价格，超额完成国家生产计划部分可随行就市，即市场价格。随着改革开放的深入，我国明确建立社会主义市场经济体制，能源价格改革逐步向市场定价方面发展。

1．煤炭价格体制改革的过程与现状

煤炭行业的体制改革首先是对国有煤炭企业实行投入产出总承包，扩大企业经营自主权。然后逐步调整煤炭行业管理体制，撤销行业主管部门，使国有煤炭企业实现走向自主经营、自负盈亏之路。在改革国有煤炭企业经营管理机制的过程中，较早地放开了煤炭市场准入的所有制限制和部门限制，提出“国家、集体、个人”一起上，“有水快流”和“大、中、小并举”的发展方针，并在资源利用、办矿体制、供运销、劳动工资等方面进一步放宽政策，鼓励地方和个人煤矿的发展。

在国家对统配煤矿实行行业总承包的同时，实行煤炭价格“双轨制”和放松对煤炭价格、运销等方面的管制，允许国有煤矿超产煤和超能力煤加价。不纳入国家分配的，价格不受限制。允许乡镇小煤矿生产的原煤随行就市，价格由市场供求状况来确定。1993年国家逐步放松对统配煤的指令性价格，实行市场调节。稍后，国家又取消了统一的煤炭计划价格，除电力煤实行政府指导定价外，炼焦用煤、建材用煤和化工用煤等电煤以外的煤炭价格全部放开，由煤炭生产企业根据市场需求状况自主销售、自主定价。2001年以后，取消了电煤政府指导价，改由政府协调下的企业协商，但由于中国电力当时正处在改革的敏感时期，为保证电力改革的平稳过渡，政府实际上仍对电煤实行指导定价。2002年1月1日开始取消电煤指导价政策，煤炭产品完全实行市场调节。然而，由于政策设计上对放开电煤价格考虑不周全，煤电产业链上下游体制改革的不配套、不协调，加之电力体制改革相对滞后，电力价格还一直处于政府管制之下，因而使得放开电煤价格的改革不到位，电煤价格不顺的问题仍然存在。然而，与其他能源行业相比，煤炭行业是我国能源工业中市场化改革起点较早、改革的范围最广、市场化程度最深的行业。煤炭价格基本上实现了市场定价。

2．电力价格体制改革的过程与现状

与其他能源行业相比，电力行业的体制改革不仅要有改革的经济方案，而且还要有技术的保障能力。相对来说改革问题比较复杂，难度较大。在1985年之前，中国对电力工业一直实行中央纵向垄断管理体制。政企合一，国家独家办电，电力工业的投资和运营费用由中央政府拨款（或贷款），收入全部上缴国家。由于国家财政投资有限，电力工业建设资金投入不足，严重影响了电力工业的发展。为了解决电力建设资金短缺的问题，1985年以后，国家有关部门出台了《关于鼓励集资办电和实行多种电价的暂行规定》，即开始由统一的计划价格向“多轨制”或者叫做“还本付息”价格转变。在当时的体制下，“还本付息电价”吸引了大量的社会资金，有力地解决了资金短缺问题，同时也促进了不同电力投资主体的发展。但是，这种价格机制是一厂一价，对电力生产成本缺乏控制，结果导致电力价格大幅度上升。

此后，国家有关部门对还本付息电价政策进行了修订，出台了经营期电价政策。将按电力项目还贷期还本付息需要定价改为按项目经济寿命周期定价，将按项目个别成本定价改为按社会平均先进成本定价，同时明确了投资收益水平。取消“双轨制”后，电力实行经营期电价，新建项目的上网电价平均每千瓦降低了5分钱左右，使我国在电力项目还贷高峰时期保持了电价水平的基本稳定。此外，取消了对农村用电的电价歧视，实现城乡用电同价，统一了名目繁多的电价种类，建立了较为规范的电价管理体系。“十五”时期以来，为了促进电力工业的发展和加速电价市场化的步伐，国家有关部门出台了《电价改革方案》，明确了我国电价改革的指导思想、目标和原则。电力价格实行标杆式电价，部分地区试行发电厂竞价上网。这次电价改革更加注重价格信号对电力投资的引导作用，并把提高效率、促进增长和环境保护有机地结合起来。改革的近期目标是在“厂网分开”的基础上，建立与发电环节适度竞争相适应的上网电价机制，实现销售电价与上网电价联动。改革的长期目标是将电价分为上网电价、输电价格、配电价格和终端销售电价。发电、售电价格由市场竞争形成，输电、配电价格由政府制定。但是，电力行业由于市场化改革启动较晚，改革方案还未全部实施，市场化水平还未达到预期的目标。

3．石油行业体制改革的过程与现状

石油行业是关系到国家经济命脉的战略性产业。我国石油工业体制改革是把石油行业作为一个特殊行业来考虑的。因此，在石油工业的市场结构与组织形态的调整，石油价格机制改革等方面在改革的目标与措施和其他能源行业有所不同，从目前来看，石油工业仍维持国有企业市场垄断、国家控制价格这样一种状态。

石油行业体制改革主要是从定价机制改革开始，大致经历了价格“双轨制”，超产加价，到取消“双轨制”，论质定价以及目前的与国际油价接轨的价格机制三个阶段。其中，价格“双轨制”长达13年，导致石油价格改革进展缓慢，价格混乱长期没有解决，石油工业发展和经济效益受到严重的影响。1994年，取消了石油价格“双轨制”，实现了商品同质同价，改变了由实行“双轨制”所引起的石油价格混乱状态。价格总水平比以前有较大的提高，当年石油工业由亏损转为盈利。

我国大多数商品转为由市场定价，而石油生产、流通、价格受到严格的计划管制，只是提高油价水平。这种国家控制的石油价格形成机制缺乏适应市场变动的能力，也无法反映市场供需情况。尤其是在我国成为石油净进口国之后，国际石油价格变动常常使我国石油生产企业处于被动局面。

1998年6月，国家对石油生产、加工行业体制进行了重大改革，组建了上下游一体化的中国石油、中国石化两大集团公司。同时，《原油成品油价格改革方案》出台。我国开始了政府主导的原油、成品油价格体系改革和与国际市场接轨的过程。这主要是因为国内的生产和加工能力已经不能满足经济发展的需求，脱离国际市场、独立运行的国内油价难以为继。方案的基本原则是，国内陆上原油运达炼厂的成本与进口原油到厂成本基本相当。购销双方结算价格（不含税），由原油基准价格和贴水（或升水）两部分构成。这次改革确立了国内石油价格体系与国际市场接轨的机制。

“与国际油价接轨”的定价机制，对促进我国石油企业“走出去”，开发利用国际石油资源具有积极作用。但是，这种价格机制经过一段时间运作表现出一些问题：一是被动地与国际油价接轨，不能完全反映国内的供需关系；二是原油与成品油价格调整幅度与步伐不一致，石油行业出现上下游利润转移，炼油环节亏损。

4．天然气价格及其价格形成机制

我国天然气价格市场化改革起步较晚，1978～1987年，在商品价格开始“破冰”，改革计划价格，实行价格“双轨制”时，天然气价格仍然实行政府指令价格。在这一期间，我国天然气价格的变化就是政府根据天然气企业生产成本的变化不断上调天然气的价格。尽管如此，由于缺乏政策和经济激励，我国天然气资源开发缓慢，产量增幅有限。为了进一步鼓励天然气工业的发展，1987年，国务院决定在全国范围内实行天然气基数包干，包干基数气价不变，超产部分按较高价格销售，高、平差价收入作为天然气勘探开发专项基金。

随着天然气产量的增长，其用途的不断扩大，1992年开始国家实行了分类出厂气价。国家规定气价由井口价、净化费和管输费三部分组成。井口价实行分类定价，具体分为化肥用气、居民用气、商业用气、其他用气4类，各类价格又分计划价和自销价。国家对企业自销气价规定中准价，允许生产企业在此上下不超过10%的范围内浮动。净化费主要是井口气进行脱硫、脱水、回收轻烃等处理的费用。按实际成本计算，并报国家计委核准。管输费等于政府规定的管输运距价乘以管输量。同时实行“新线新价”政策，以促进管输企业的生产经营积极性。2005年底，国家发改委再次决定在全国范围内适当提高天然气出厂价格。但是，由于中国现行天然气价格形成机制不完善，仅仅提高天然气价格已经不能适应天然气工业发展的需要，为此，国家发改委提出了我国近期改革天然气出厂价格形成机制的目标：进一步规范价格管理；逐步提高价格水平，理顺与可替代能源的价格关系：建立与可替代能源价格挂钩和动态调整的机制。改革的主要内容有以下四个方面：①简化价格分类，规范价格管理。将现行按化肥、居民、商业和其他用气分类简化为化肥生产用气、直供工业用气和城市燃气用气。同时将天然气出厂价格归并为两档价格，川渝气田、长庆油田、青海油田、新疆油田的全部天然气及大港、辽河、中原等油田计划内天然气执行一档气价格。除此以外的其他天然气执行二档气价格。②坚持市场取向，改变价格形式。将天然气出厂价格由政府定价、政府指导价并存，统一改为实行政府指导价，供需双方可以国家规定的出厂基准价为基础，在规定的浮动幅度内协商确定具体价格。③理顺比价关系，建立挂钩机制。天然气出厂基准价格每年调整一次，调整系数根据原油、液化石油气（LPG）和煤炭价格五年移动平均变化情况，分别按40%、20%和40%加权平均确定，相邻年度的价格调整幅度最大不超过8%。鉴于一档气价与二档气价尚存在一定差距，二档气价先启动与可替代能源价格挂钩调整的机制。在3～5年过渡期内，一档气价（包括忠武线出厂基准价）暂不随可替代能源价格变化调整。④逐步提高价格，实现价格并轨。[1]

国家发改委虽然为以后天然气出厂价格形成机制的改革提出了明确的目标和具体的改革内容，但是改革只是涉及了出厂价格，而对天然气供应环节中的另外两环即管输费和净化费则没有涉及。同时，我们也可以看出，天然气价格改革的政府推动色彩还是非常深重。天然气价格的市场化改革与其他能源品种相比显得相对滞后。天然气出厂价、管输费与净化费的价格改革基于多方面因素考虑而不能够做到同步进行。

从定价机制来看，我国海上天然气价格实行市场定价，陆上天然气生产与流通各环节的价格由政府管制。井口价、门站价、管道运输价格由国家发改委监管，配售价由省级政府价格主管部门监管。我国现行天然气终端价格主要是由三个环节构成，即出厂价、管输价和配气价。出厂价为统一的政府指导价；配售价也执行政府指导定价，采取老线老价、新线新价政策；“西气东输”天然气的井口价，采取基准价加上下浮动10%的定价方式，基准价由政府制订，为每立方米0．48元，上下浮动的幅度由供需双方协商。“西气东输”的井口价每年调整一次，调整系数根据原油、液化石油气和煤炭价格5年移动平均变化情况，按40%、20%和20%加权平均确定，相邻年度的调整系数最大不超过8%。陆上非“西气东输”天然气价格分计划内和企业自销两部分，计划内由政府定价，并分为化肥用气、居民用气、商业用气和其他用气，企业自销可在计划价格的基础上上下浮动10%。目前，全国陆上天然气井口价格平均每千立方米680元左右。天然气的配售价格全国没有统一价格，各地差异较大。在“西气东输”三类天然气用户中，总的来看，城市燃气高于工业用气，工业用气高于发电用气。陆上非“西气东输”四类天然气用户中，价格由高至低的顺序是：商业、居民、其他、化肥。

目前天然气价格的运行特点：一是由于处于向市场导向价格机制的过渡期，即价格仍然由国家管制，没有形成市场导向的天然气价格机制；二是价格水平仍旧不合理。低水平的批发价格（门站价格）使天然气上游产业发展乏力，而高水平的零售价格（终端价格）一方面虽然使得下游城市供气行业发展迅速，但另一方面使得消费者负担加重。主要表现是我国终端消费的天然气价格明显过高，而天然气城市门站价格则相对较低。

5．新能源（可再生能源）价格机制

新能源主要包括风能、太阳能、生物质能、地热能和海洋能等，新能源资源潜力大、环境污染低、可永续利用，是实现可持续发展的重要能源。将在满足我国能源需求、改善能源结构、减少环境污染、促进经济发展等方面发挥巨大作用。

从目前的成本和价格水平来看，新能源价格偏高是阻碍其迅速发展的主要原因。相关研究显示，风电成本大体上在5～10美分／千瓦时、生物质发电成本为8～12美分／千瓦时，是燃煤发电成本两倍左右；光伏发电成本大体上在30～50美分／千瓦时，是燃煤发电成本的5～10倍；生物液体燃料的成本大体上折合50～70美元／桶。显然，该类能源的开发利用单靠市场自发供需行为无法得到有效发展，需要政府在价格政策上强有力的扶持。

世界各国把清洁、可再生能源的开发利用作为满足现实能源需求和解决未来能源问题的重要战略措施。从许多可再生能源开发利用走在前列的国家的发展经验来看，均明确了政府推动可再生能源开发利用的公共责任，并通过优惠的价格政策或者强制配额，通过社会普遍负担开发利用可再生能源所产生的额外费用的方式，推进可再生能源的大规模商业化利用。在我国现阶段，政府是新能源开发利用的重要推动力量，政府推动的目的是加速新能源商业化和规模化，政府的职责主要体现在营造市场、制定市场规则和规范市场等，通过市场机制引导市场主体开发利用新能源，激励市场主体开发利用新能源资源。因而，我国新能源价格体制的演进主要是遵从政府政策的制定过程。

2006年1月1日我国《可再生能源法》开始实施生效，对可再生能源价格的支持主要体现在以下方面：

（1）强制上网制度。实施强制上网制度，是由可再生能源的技术和经济特性所决定的，因为可再生能源是间歇性的能源，人们从安全和技术角度甚至自身的经济利益出发对可再生能源发电持一种忧虑和排斥的心态。在现有技术和经济核算机制条件下，大多数可再生能源的产品（如风力发电和生物质能发电）还不能与常规能源产品相竞争，因此实行可再生能源电力强制上网制度是在能源销售网络实施垄断经营和特许经营的条件下，保障可再生能源产业发展的基本制度。实行强制上网制度，可以起到降低可再生能源项目交易成本、缩短项目准入时间、提高项目融资的信誉度等作用，有利于可再生能源产业的迅速发展。

（2）分类电价制度。可再生能源商业化开发利用的重点是发电技术，制约其发展的主要因素是上网电价。由于可再生能源发电成本明显高于常规发电成本，难以按照电力体制改革后的竞价上网机制确定电价，在一定的时期内对可再生能源发电必须实行政府定价。随着电力体制改革，实施发电竞价上网，是电力市场改革的正确方向。因此对于可再生能源发电，需要建立分类电价制度，即根据不同的可再生能源技术的社会平均成本，分门别类地制定相应的固定电价或招标电价，并向社会公布。投资商按照固定电价确定投资项目，减少了审批环节；电网公司按照发电电价全额收购可再生能源系统的发电量，减少了签署购电合同的谈判时间和不必要的纠纷，从而降低可再生能源发电上网的交易成本。

（3）费用分摊制度。可再生能源由于受技术和成本的制约，目前除水电可以与煤炭等化石能源发电相竞争外，其他可再生能源的开发利用成本都比较高，还难以与煤炭等常规能源发电技术相竞争。可再生能源资源分布不均匀，要促进可再生能源的发展，就要采取措施解决可再生能源开发利用高成本对局部地区的不利影响，想办法在全国范围分摊可再生能源开发利用的高成本。费用分摊制度的核心是落实公民义务和与国家责任相结合的原则，要求各个地区，相对均衡地承担发展可再生能源的额外费用，体现政策和法律的公平原则。实施费用分摊制度后，地区之间、企业之间负担公平的问题可以得到有效的解决，从而可以促进可再生能源开发利用的大规模发展。

（4）专项资金制度。缺乏有效和足够的资金支持一直是可再生能源开发利用中的一大障碍，而可再生能源开发利用能否持续发展，在一定程度上取决于有没有足够的资金支持。建立费用分摊制度主要解决了可再生能源发电的额外成本问题，其他可再生能源开发利用的资金瓶颈仍需要专门的渠道解决，因此在法律中提出设立可再生能源专项资金，专门用于费用分摊制度无法涵盖的可再生能源开发利用项目的补贴、补助和其他形式的资金支持。

2006年1月4日国家发改委下发了《可再生能源发电价格和费用分摊管理试行办法》和《可再生能源电价附加收入调配暂行办法》、《可再生能源发电价格和费用分摊管理试行办法》（以下简称《发电价格和费用分摊办法》）。重点是：针对不同可再生能源技术特点和经济性，明确上网电价定价方式和水平；明确可再生能源发电上网电价超出部分由全体电力用户分摊的原则，确定分摊水平、具体的征收、支出的管理办法。《发电价格和费用分摊办法》规定实行政府定价，具体是：“生物质发电项目上网电价实行政府定价，由国务院价格主管部门分地区制定标杆电价，电价标准由各省（自治区、直辖市）2005年脱硫燃煤机组标杆上网电价加补贴电价组成。补贴电价标准为每千瓦时0．25元。发电项目自投产之日起，15年内享受补贴电价；运行满15年后，取消补贴电价。”为了鼓励技术进步，《发电价格和费用分摊办法》同时明确“自2010年起，每年新批准和核准建设的发电项目的补贴电价比上一年新批准和核准建设项目的补贴电价递减2%”。

2006年6月底，国家发改委又颁布了一系列调整电网电价的通知，规定自2006年6月30日，除西藏自治区外，全国各省电网在向非农业生产（含贫困农排）的电力用户收取的销售电价中，增加每千瓦时1厘钱的可再生能源附加，用于支持可再生能源发电，主要是发电费用的分摊。

国家发改委于2007年1月11日下发了《可再生能源电价附加收入调配暂行办法》（以下简称《电价附加收入调配办法》）。重点是对各省网企业征收的可再生能源附加和向发电企业支出的可再生能源电力费用的差额，进行省网间的平衡调配。《电价附加收入调配办法》规定：“省级电网企业将收取的可再生能源电价附加计入本企业收入，首先用于支付本省（区、市）可再生能源电价补贴，差额部分进行配额交易、全国平衡；同时明确规定了电网接入费用的标准，标准按照电网线路长度制定，即50公里以内为每千瓦时1分钱，50～100公里为每千瓦时2分钱，100公里及以上为每千瓦时3分钱。”

经过政府对可再生能源的一系列政策扶持，使我国可再生能源获得了前所未有的发展。相关资料显示，截至2006年底，我国可再生能源年利用量总计为2亿吨标准煤（不包括传统方式利用的生物质能），约占一次能源消费总量的8%，比2005年上升了0．5个百分点，其中水电为15000万吨标准煤，太阳能、风电、现代技术生物质能利用等提供5000万吨标准煤的能源。但是，可再生能源的未来发展进度还得看其依仗的技术发展程度以及与之相关的市场形势，国家政策的推动成效有多大仍然需要继续观察。

二、国外能源价格形成机制简介

1．国际石油定价机制

近30年来，世界石油价格形成机制经历了从西方石油公司定价到OPEC定价，再到由期货交易所以石油期货价格作为定价基准的自由市场定价模式和转变，已经形成了较为完整的现货市场和期货市场体系，其定价机制也日趋成熟。目前全球范围主要的石油现货市场有西北欧市场、地中海市场、加勒比海市场、新加坡市场、美国市场。西北欧市场主要分布在阿姆斯特丹、鹿特丹、安特卫普地区，主要为德、法、英、荷等欧洲国家服务。新加坡市场是南亚和东南亚的石油交易中心。美国市场濒临墨西哥湾的休斯敦及大西洋的波特兰港和纽约港形成一个庞大市场。

全球石油期货市场主要有纽约商品交易所、伦敦国际石油交易所和东京工业品交易所。纽约商品交易所上市交易的西德克萨斯中质原油（WTI）是全球交易量最大的商品期货，也是全球石油市场最重要的定价基准之一。伦敦国际石油交易所交易的北海布伦特原油也是全球最重要的定价基准之一。

2．天然气定价机制

目前还没有全球性的天然气市场，因此，也没有像石油那样的国际定价基准。国外天然气的定价机制与天然气市场的体制密切相关，国外天然气市场可分为垄断性市场和竞争性市场。竞争性市场实行竞争性定价，目前只在美国、加拿大、澳大利亚、新西兰、阿根廷、英国等国实行。而垄断性天然气市场也正在进行放开市场、引入竞争的改革。

3．煤炭价格形成机制

市场经济国家，煤炭价格完全由市场来决定，同时，世界上大多数国家都采取了煤价支持制度，有的规定不准低于国际市场和政府公布的指导价，有的规定按供需合同中规定的价格支付，国产煤价低于进口煤价的差价由政府补贴，这一方面促进了本国煤炭工业发展，加强在国际市场上的竞争力；另一方面支持本国煤炭工业摆脱困境，满足国内煤炭的正常充分供应。

三、我国能源价格定价机制存在的问题与改革方向

从20世纪90年代末至今，我国能源价格体制基本状态是：能源生产的上中游环节的价格基本上已经放开，而终端环节的价格受政府的控制。上下游产业定价机制不协调，价格改革缺乏其他改革措施如市场准入改革的配合。进入21世纪以来，我国能源产品价格的市场化改革步伐正在有所加快。但是各个能源品种之间的市场化改革的进程有明显的差距。我国现阶段能源价格体制存在的有些问题正是由于能源各品种、各环节市场化改革的进程与市场化程度的差异所引起的，有些则是体制改革不完善所造成的。

1．当前电力价格改革的重点与需要考虑的问题

2003年，国务院发布了《电价改革方案》，改革的总体目标是：“打破垄断，引入竞争，提高效率，降低成本，健全电价机制，优化资源配置，促进电力发展，推进全国联网，构建政府监管下的政企分开，公平竞争，开放有序，健康发展的电力市场体系”。这一轮的电价改革，不像以往的还本付息电价和经营期电价改革，而是围绕着电力工业市场化改革而进行的一次制度安排。这标志着我国电价改革进入根据市场供需关系确定价格的改革阶段。

与前一阶段改革相比，电价的市场化改革具有一些有利条件：首先，电力工业的管理体制改革明确提出了打破垄断，构建竞争市场的改革目标。“十五”期间电力体制改革的主要任务是实施厂网分开，实行竞价上网，建立电力市场运行规则和政府监管体系，初步建立竞争、开放的区域电力市场，实行新的电价机制等。进一步提出了电价改革的要求。其次，“十五”期间，对国有电力资产按照厂网分开的原则进行了重组，将原来既从事输配电业务也从事发电业务的国家电力公司管理的资产按照发电和电网业务划分，成立了五大发电集团公司，这五个发电集团与80年代中期以来的多家办电所形成的众多独立发电企业，在发电方面初步形成了多元的市场结构。最后，电力监管机构逐步发挥作用，监管制度逐步完善。但是，这一阶段的电价改革也有非常不利的因素，这就是自2002年以来，我国电力供需关系再度紧张，全国各省市（区）出现不同程度的电力短缺，对发电企业竞价上网产生一定的影响。另外，就煤炭、电力价格机制来看，国家虽然取消了电煤指导价格，一直没有放开输配电价格，但是由于电价没有放开，电力上下游价格不顺，发电厂由于煤价太高，发电积极性和正常的煤炭库存都受到了影响。

这一轮的电价改革，明确了竞价上网的电价形成机制，将电价按电力生产经营环节分上网电价、输配电价和销售电价。上网电价由国家制度的容量电价和市场竞价产生的电量电价组成，即两部制电价；输配电价由政府制定，销售电价依上述电价为基础形成，建立与上网电价联动的机制，并要求在具备条件的地区，开展发电企业向较高电压等级或较大用电量的用户和配电网直接供电的试点工作。具体措施是：实行厂网价格分开，即对一大批原来与电网实行统一核算的电厂核定上网电价；改革上网电价形成机制，实行容量电价和电量电价“两部制”电价。以容量电价反映固定成本的补偿，以电量电价反映变动成本的补偿，容量电价由政府根据平均成本来制定，电量电价通过市场竞争形成。实行两部制电价的根本出发点是保护电厂投资者利益的前提下推进电力市场化改革，以防止电价改革影响电力生产发展。但是，容量电价能否合理确定将直接决定在此基础上通过竞价而产生的电量电价，也就直接影响了电价改革的“市场化”程度。另外，容量的核定由于水火核电差异、地区差异、机组新旧差异和各种经济成分差异等使容量电价计量的操作有一定的难度。

输配电价是政府按“成本加收益”原则制定的。由于长期以来，电力行业内部交叉补贴，电力行业的利润75%落在发电环节，电网的利润空间只有25%左右，电网建设长期投入不足，厂网分开后，电网发展要求重新调整厂网的利润分配，只有把上网电价压下来，才能给电网留下利润空间。近年来，随着电煤价格的大幅度上升，电厂生产成本上升很快，上网电价很难降下来，如果输配电价又要上调，就会导致终端销售电价的上升。因此，解决电源与电网的利润合理分配是制订输配电价所要考虑的重要问题。

根据电价改革方案，销售电价在竞价初期由政府管理，在配电与售电分开后，将由市场竞争形成。长期以来，我国销售电价一直存在着交叉补贴，具有一定的转移支付的功能。如工商业用户对居民用户、农村用电的补贴。因此，销售电价的改革不可能在短期内实现由消费者自由选择供电商，而是要用户合理分类，公平负担，建立市场基础。

我国当前电价改革是实质性的改革、制度性的改革。这是我国电力工业体制改革的一个重大飞跃。从实践来看，电价市场化改革已经取得了电力生产商与消费者的认同，影响电价改革的成败主要是技术方案问题与改革的步骤，但是改革方案同样会影响电价改革的成败。目前我国正在东北地区进行两部制电价改革的试点工作。笔者认为，当前电价改革应注意以下问题：一是电价改革是电力体制改革的核心，须与电力体制改革其他方面配合推进。继续推进电力工业管理体制改革，进一步促进多元投资主体的发展，完善电力市场结构。二是要注意解决由电价改革对一些企业所造成的搁浅成本。三是要处理好改革与发展的关系。

2．石油价格机制存在的问题与改革的方向

我国当前的油价机制原则上是与国际油价接轨，但是原油和成品油接轨方式很不相同，原油价格是每月自动调整，但调整时间比国际油价波动滞后一个月。成品油接轨的时机仍由政府有关部门调控，调整的幅度仍由政府有关部门决定。这说明成品油价格的决定权掌握在政府手中，国际油价只不过是政府确定油价的一个参考标准。

原油接轨机制存在的主要问题：一是我国原油价格的调整比国际油价的波动滞后一个月，这样使原油生产者明确知道未来的石油价格，从而可以以各种借口囤积惜售或者大量抛售；二是与国际油价接轨的价格机制改革实质是单方面推进，其他方面的改革没有同时跟进、不配套。如没有放开市场准入，使得当国际油价高企时，政府除了行政权力外，没有其他经济手段平抑油价。由于市场准入的限制，石油价格只能对现有的生产者产生影响，而不能实现对社会资源的配置，尽快消除短缺。目前，我国虽然考虑建立石油战略储备，并开始建立石油储备基地，但是国家石油战略储备的运作机制以及我国经济合理的石油储备还没有明确的规定和深入的研究。

对于一个既是石油生产国又是石油净进口国来说，石油价格过高或过低都是不利的。国际石油价格走低，会对生产成本较高的石油生产商产生“挤出”效应。从石油安全的角度出发，需要有相应的措施保证我国石油生产的可持续性。但是，现在人们往往只注意到了石油价格高涨所带来的风险及损失，没有注意到石油价格过低也会对我国经济产生损害，而如何避免这样的损害更是无从谈起。

石油价格与国际油价接轨最大的作用是有利于鼓励国内石油企业“走出去”，开发利用国际石油资源。但是，从实际情况来看，影响我国石油企业“走出去”的主要影响因素并不是石油价格，而是国际上各种政治、经济和外交关系。另外，我国石油行业以国有企业为主，国有企业的特殊性就在于它的生产经营要体现国家的利益。因此，与国际油价接轨的油价机制对于国有石油企业来说，并不是鼓励其“走出去”的必要条件。

成品油价格机制存在的主要问题：一是与原油定价机制不配套，政府没有明确规定原油与成品油的价差和调整标准，只是含糊地说油价波动到“一定幅度”“适当调整”。由于我国两大石油集团是纵向一体化的企业，原油和成品油的价差对我国石油石化企业的经济效益具有重大影响。从理论说，政府不可能掌握调整成品油价格所需要的全部信息。因此，石油生产企业和石油消费部门哪一方的游说更有力，对确定成品油的调整时间和调整幅度有重要的影响。确定合理的调整时间和调整幅度是当前油价机制所要解决的一个重要问题。自2002年以来，国际原油期货价格持续增长，尤其是2008年上半年，国际原油价格不断刷新，创下接近150美元／桶的高价。而我国的经济形势由20世纪初通货紧缩转向通货膨胀，提高油价和限制通货膨胀成为一对矛盾，国际油价的上涨加剧我国宏观调控的压力，并进入两难地步：若限制成品油价格上涨，虽然可以减缓通胀的压力，但原油和成品油价格扭曲，影响石油工业的协调发展和炼油环节的经济效益，成品油供应出现短缺；若提高成品油价格，势必加重我国通胀的压力。而无论成品油价格涨与不涨，我国财政都要支付一笔补贴费用，不涨，补贴给生产者，弥补其由于国家控制油价所造成的亏损；涨，则要补贴给消费者，主要是低收入者或者影响严重的行业。政府补贴将成为我国财政的一个沉重的负担。另外，补贴与税收一样，将造成一定的社会福利损失。

1998年，实施与国际油价接轨的定价机制后，国家仍对成品油实行较严格的管制，成品油价格并没有真正与国际油价波动即时调整，成品油上下游价格出现倒挂，结果造成成品油市场供应不足，部分地区出现较为严重的短缺。如果说，改革开放之初，中国的能源短缺是生产能力的短缺和投资能力的短缺，那么，近年来，中国能源的短缺不是因为我国生产建设能力问题，而是市场信号没有充分反映供需关系以及上下游两种价格机制的矛盾造成能源供应链上不同环节企业最佳产量的扭曲。由此看来，今后中国能源工业发展和体制改革的关键仍是价格体制改革。(www.xing528.com)

二是国际成品油价格波动并不能反映国内的供求关系，如我国汽油相对富余，而柴油相对紧张，而国际上正好相反。按国际油价的波动方向调节国内供需关系有时会加剧国内能源供需矛盾，而我国的成品油定价机制中并没有兼顾国际油价与国内的供需关系。

由于国际原油价格和成品油价格持续上涨，且上涨幅度较大，而我国对成品油价格控制时间过长，加剧了石油价格对国民经济正常运行的压力和冲击力。近几年来，除了石油外，世界资源性商品价格普遍上涨，这意味着石油价格上涨除了投机活动的影响外，也是自然趋势。因此，我国必须要建立释放石油价格上涨的机制，否则有可能使我国失去促进调整产业结构的动力和压力。

3．煤炭价格存在的问题

首先，我国目前的煤炭价格不能完全补偿成本，不利于煤炭产业的可持续发展。合理的煤炭价格应该是由煤炭成本价格加上平均利润构成。而煤炭的成本价格应该包括资源成本、生产成本、环境成本、退出成本、发展成本以及企业办社会成本。其中资源成本是企业获得探矿权、采矿权等相关权力所付出的全部成本；生产成本是企业在生产过程中所花费的各项支出；环境成本是企业在生产过程中对环境造成破坏的补偿成本；退出成本是煤矿枯竭停产、裁减人员安置等相关费用；发展成本是为保证煤炭生产的连续性、可靠性以及煤炭工业的正常发展所需的费用。除此之外，煤炭企业也要能够获得平均利润，这样才能保证煤炭产业的健康发展。但现在我国煤炭成本核算未能完全补偿成本：其一，安全生产所需的合理费用没有得到补偿，导致我国煤炭生产安全事故频频发生；其二，资源成本补偿成本过低，影响我国煤炭等资源性城市的可持续发展和煤炭等资源的合理利用。

其次，煤炭价格构成中非煤因素比重过大，影响煤炭价格机制的发挥。由于我国煤炭产地与煤炭消费区在地理上的不一致，使得煤炭必须长途运输才能进入消费领域。煤炭运输业构成了煤炭生产的一个重要环节。因此，煤炭价格也就有了坑口价、中间价（如港口价等）和到厂价之分。而只有坑口价格才能体现煤矿的真实收入，才能反映煤炭市场形势。到厂价是对下游各产业真正产生影响的价格。目前我国坑口价与到厂价差距太大，运输价格上涨过快抬高了煤炭终端消费价格，一方面消费者难以接受；另一方面煤炭生产企业也没有获得超额利润，煤炭的生产价格、运输价格、消费价格之间的关系不顺，煤炭企业、运输公司及煤炭用户之间利益关系扭曲。运输瓶颈问题已是解决电煤价格不可回避的问题。

最后，煤炭行业内部过度竞争和主要煤炭需求用户的市场垄断也使得煤炭价格偏低。如电煤价格的形成，由于电力行业与煤炭行业在市场集中度方面的巨大差异，致使煤炭企业在与发电企业交易时处于弱势，电煤价格被人为压低；另外，电力是一种影响面相当广泛的能源产品，其在国民生产中有不可替代的地位，为此国家必须保证电力供应的稳定、充足，而电力产业的高集中度，使得电力企业有较强的市场势力。因此，电力企业在与政府的谈判中有较强的发言权，以致电力企业可以向政府寻租，迫使政府压低电煤价格。电煤价格的合理化在很大程度上取决于电力体制改革的进程。

煤炭价格存在的这些问题凸显了煤炭价格形成机制的严重缺陷，因此必须探索一种价格形成机制。在这种价格形成机制下，企业能够按照完全成本再加上合理的平均利润，参考市场供求关系来制定煤炭价格；能够随着国内市场供求关系的变动和国际市场价格以及电力、石油天然气等替代产品价格的波动而调整；能够使得煤炭坑口价、中间价和到厂价之间关系趋于合理，保证煤炭行业的正当利益；有利于节约煤炭资源，有利于煤炭产业的技术进步，并能够合理地引导生产。

由于我国煤炭管理体制改革、煤炭产业市场化改革和煤炭交易制度改革的落后，使得我国目前还没有完全由市场形成价格的条件，因此，煤炭价格改革应该配套管理体制、市场化以及交易制度改革的步伐，而不应该超越。在管理体制、市场结构和交易制度趋于合理时，价格形成机制也将水到渠成。

价格改革的目标是要让市场来形成煤炭产品的价格，这就要求在煤炭交易市场上的各个市场主体都要有平等的地位，要是真正的自主经营、自负盈亏的企业。因此，政府要减少对煤炭及相关产业的行政干预，规范煤炭市场竞争秩序，全面推进经济体制改革。

适度提高煤炭资源的使用税，完善煤炭企业的成本核算。要根据煤炭资源条件实行有差别的资源税，适度提高煤炭资源使用税的平均水平。煤炭企业的成本要设立安全专项科目，实行专款专用制，并根据实际支出抵扣安全成本，以保证煤炭安全的费用支出真正用于安全生产方面。

一、构建能源价格体系的基础

所谓体系就是具有内在联系的事物按照某种次序排列从而形成一些功能和作用。由于能源生产的多环节和能源品种的多样化，形成多种能源价格。多种能源价格之间由于产业的关联和产品的替代与互补性构成紧密的内在联系，在这个基础上，通过政策干预，使各种能源品种价格比能够反映能源发展的优先次序以及能源生产、运输、消费各环节协调关系，就是能源价格体系。构建能源价格体系实质上是利用价格手段对能源生产和消费进行引导、优化能源结构，理顺能源上下游关系的过程。能源价格体系之所以能够发挥这样的作用，就在于能源产品之间具有以下特点：

1．能源产品的替代性

从理论上讲，由于能量可以转换，因此，不同能源品种之间可以完全替代，但是，由于现代社会所消费的能源是能源产品而不是一般意义上的能量，能源产品之间的替代性取决于用途和技术条件，如燃油汽车必须经过改造后才能转用其他天然气，而用其他能源做燃料目前技术还不成熟，燃煤电厂转为燃气电厂也需要进行技术改造。而航空和航海所需要的高级柴油目前还无法用其他燃料替代。因此，能源产品之间的替代性必须具体问题具体分析。本书中指的能源替代是指在技术可行条件下不同能源产品的替代，不同能源产品之间的替代只有成本或者说价格差别，而没有技术障碍。在这种情况下，改变能源产品的价格比，就可以实现能源替代。

设两种能源A、B之间的技术替代率为ε。消费者采用A和B两种能源，在A和B两种能源价格比为PA／PB时，消费者所消费的能源量分别为EA和EB。在这种情况下，要减少A种能源消费量，则提高能源A的相对价格，A 和B的价格比变为PA′／PB，消费者的支出由于能源A涨价而增加，为了减少支出，消费者可适度减少能源A的消费量，增加能源B的消费量。同理，若B不是能源而是资本和劳动，它与能源A之间存在着技术替代率ε，若能源A的价格相对提高，则会促进资源和劳动对能源的替代。但是，关于能源与资本、劳动的关系并不是像能源产品之间的关系那样明确，不同的实证研究有不同的结论（见本书国内外有关研究综述）。

在可替代的多种能源产品中，在完全竞争市场条件下，消费者经过不断的筛选和重复的使用，最后就会形成一个横向的能源价格体系。在这个横向的价格体系下，消费者用一单位的货币购买到的不同能源，给消费者带来的效用或者说功能是相同的。若用Hi或者Fi表示不同能源产品的单位功能（有的用热值表示），不同能源产品的价格比等于不同能源产品单位热值的比。

2．能源产品的互补性

能源产品之间的互补关系与能源产品的消费方向是一致的。例如，煤炭60%用于发电的话，煤炭和电力之间的关系一定是互补关系，电力的增长带动煤炭消费的增长。从火电发电的角度来看，煤炭和电力两个产业是上下游之间的关系。另外，由于电力作为一般动力而广泛应用，电力与其他能源产品和其他产品与服务都具有互补关系。对于互补性产品，一种能源产品价格的提高也会带动其他互补产品消费的减少。如电力需求下降的同时，煤炭及其他用于发电的能源燃料也会减少。

在纵向的产业联系中，上游产业生产出来的能源产品是下游产业的投入品，因此，上游产品价格的提高则会使下游产业的成本增加，若上下游产业产品价格不能联动，则上游产品价格变动的结果必然使一个产业受益，另一个产业受损。从协调发展的角度来看，上下游产品的价格应有一个比例关系。假设上下游产业所面对的市场都是完全竞争的市场，下游产业所投入的上游产品的数量（生产要素之一）取决于要素的边际收入和要素的边际成本，当二者相等时，企业的效益最佳。由于上下游都是完全竞争市场，那么要素的边际收入就等于产品价格（P下）乘以要素的边际产出（MP），要素的边际成本（MC）就是要素的价格（P上）。从而要素的边际产出就是上下游产品价格比，即：

要素的边际产出MP＝P上／P下

这就是纵向的能源价格体系。由于要素的边际产出随着技术进步，要逐步提高，因此，要素价格相对产品价格会越来越贵。这也从另外一个角度解释了资源的价格为什么会越来越贵。因为资源是所有产业的上游，随着技术进步，资源的边际产出越来越高，或者说其投入所产出的效益越来越高，因此其价格也就越来越昂贵。

二、能源价格体系的作用

根据上述分析，在完全竞争市场条件下，无论是可替代能源产品之间，还是互补的能源产品之间都存在着内在联系。这些内在联系就是能源价格体系的基础。当可替代产品的价格比等于其单位热值比时，消费者的效用最优；而当互补产品的价格比等于其上游产品的边际产出时，社会资源得到了最佳配置。然而，能源价格体系并不能完全依靠市场形成，因为能源生产与消费的外部成本在完全竞争市场条件下也不能体现在能源价格之中，这是由于市场机制失效所致。另外，完全竞争的市场是一种理想状态，现实的市场是由于能源供应依赖于专用的能源基础设施，能源基础设施一旦建成，消费者就不能自由选择能源产品，此外，不同能源产业的市场力由于强弱不同也对能源价格产生较大的影响。

一般来讲，能源产业市场结构的差异可以分为上游是竞争性市场、下游是垄断性市场，上游是垄断性市场、下游是竞争性市场两种基本形式。如果上游是竞争性产业，下游是垄断性产业，一方面，这种产业关联存在着买方垄断剥削，即使对下游垄断性产业进行价格管制，也不会消除这种剥削，而且会放缓上游产品达到新的供需平衡的速度。另一方面，下游垄断行业为了维持自身的利益，投入成本下降时，建设步伐放缓；而当投入成本上升时，也没有扩大生产的积极性。如果下游产业是垄断产业，因为下游产业的截留，消费者难以享受到上游产业带来的社会福利，只会承担下游产业转嫁的上游成本。而且由于信息不对称，对垄断产业的价格管制往往被迫让步于下游产业供给不足所带来的风险。如果上游是垄断性产业，下游是竞争性产业，这种产业关联存在着卖方垄断剥削，对上游产业实行价格管制会使得下游产业不能实现均衡，或者说需求不能得到充分的满足。

即使假设消费者可以自由地选择能源产品，能源产品的市场结构的差异同样会影响能源产品市场均衡价格的形成。如煤炭是竞争性市场，而石油是垄断性市场。当煤炭和石油需求同时上升，由于煤炭市场是可自由进入与退出的，煤炭供应很快就会增加，而石油市场由于垄断资源不能自由地流入，供给增长缓慢，石油需求不能得到满足，这样就会使石油价格上升得更快，消费者不得不更多地选择煤炭而不是石油。

因此，能源价格体系不能完全依赖市场形成，而是要利用能源价格之间的内在联系，通过适度的政策干预，使能源资源的稀缺性、环境外部性在能源价格中得以充分体现；根据能源供应的稳定性、经济性和清洁性要求，对能源供应的薄弱环节实现足够的价格激励，消费者能够实现成本最低的能源结构，清洁能源的优先性可以得到保障。

目前，我国能源价格现实的情况是，能源价格水平偏低，能源资源稀缺、国内市场供需紧张的市场价格条件没有得到充分体现，环境外部性更没有得到充分反映。改革开放以来，我国的能源价格水平已有较大的提高，然而，“十五”期间国际能源价格整体大幅度提高，使我国的能源价格又重新明显低于国际能源价格水平。能源价格偏低使得高能耗行业和高耗能设备的改进缺乏经济利益的压力，企业生产经营缺乏降低能耗的动力，全民节能意识薄弱，社会普遍缺乏“危机感”，鼓励了奢侈性和浪费性的消费。其次是能源比价不合理，不利于能源结构优化。按国际通用的方法，根据热值来计算各类能源的价格比，煤炭、石油、天然气的比价关系大致为1∶1．5∶1．35，而我国大致为1∶4∶3（中国价格协会联合课题组，2005）。煤炭价格偏低，清洁能源发展缓慢。最后是，各种能源价格形成机制市场化程度不一，相应的价格调控机制也有差别。政府对能源价格的干预，尤其是电力销售价格、成品油价格由政府控制，在一定程度上造成能源价格比的扭曲，导致部分行业因价格控制亏损严重。如2008年6月，国际原油价格已超过140美元／桶，比年初上涨超过40%，可是我国的成品油自2007年11月以来一直没有调整，只有国际基准价格水平的一半，造成炼油企业亏损严重，平均每炼1吨油就要亏损3000元人民币。电力企业也由于煤价上涨而电价不涨，亏损面急剧扩大。

三、构建合理的能源价格体系

在市场经济条件下，价格是最有效的调节手段和经济杠杆。根据世界银行对2500家公司的实证研究结果，55%能源消费量的降低来自于价格因素（控制和调整），17%来自研究和开发（中国价格协会联合课题组，2005）。构建持续稳定、经济、清洁的能源供应体系更需要有与其相适应的价格体系来引导。合理的能源价格体系首先能够通过能源产品之间的内在联系，实现能源替代，化解突来的外部价格冲击，降低国民经济运行的能源成本。其次合理的能源价格体系有利于能源工业的协调发展以及供需平衡，通过价格信号引导资源流向能源供应的薄弱环节，促进清洁能源的发展与应用，优化能源结构。最后能源价格体系要充分反映能源资源的稀缺性和不可再生性以及环境影响的外部性。

1．构建合理的能源价格体系的原则

（1）有利于能源节约、促进能源效率的改进。首先要改变能源价格水平总体偏低的状况，促使价格水平趋向合理。促进全社会节约能源。具体的思路是：对一般必需消费的能源产品用能实行保本微利的价格，对超量部分实行累进式电价、阶梯式水价，对高耗能、高污染产业加收容量电价，对超定额耗能企业加收罚款。

（2）合理界定、全面补偿能源成本。我国人均能源资源仅为世界平均水平的10%，能源资源制约，是我国经济发展长期的最大的约束。必须在珍惜资源的前提下，利用价格杠杆促使合理开发和利用能源资源。为此，能源价格必须要反映能源资源稀缺程度，同时要完善企业生产与运输的环境成本以及安全生产的成本核算，使能源价格建立在完全成本核算的基础上。

（3）优化能源结构、促进能源协调发展。要统筹新能源与传统化石能源的比价关系，根据国内资源条件和供需关系统筹考虑煤电油气的比价关系、国内外市场的比价关系，兼顾生产经济者、消费者、上下游产业的利益，以调动各方面的积极性，同时必须充分考虑城乡居民的可承受度，关注低收入群体的利益。

（4）能源价格体系要体现“立足国内保障能源供应”的战略方向，同时要有利于我国利用国际、国内两种资源，两个市场，充分发挥能源价格配置资源的功能作用。

（5）能源价格体系的构建要与能源管理体制等改革相配套，要借助财政税收的独特作用，完善能源价格体系。

2．构建能源价格体系的政策建议

（1）适度提高能源价格水平，使能源价格反映真实成本。这关系到国民经济和能源的可持续发展。要通过价格信号，引导经济发展方式的转变，推动建立新型节约能源的生活消费方式。具体措施是，煤炭价格立足国内，以计价完全成本、不低于平均利润为基础，逐步实施；石油价格以国际市场油价为主，结合国内情况，适当缓冲，原油与成品油定价机制要协调一致；天然气价格，应使之获得高于平均利润的收益，以鼓励其加快发展，贯彻油气并举，气快于油的方针，促使用于高附加值产品生产如部分化工原料和替代车用油，对用天然气发电应加以控制。发电以煤为主，电力价格与煤炭价格联动。对新能源实行上网优惠电价，以保障新能源价格能够覆盖成本，并获得合理的利润。

（2）利用税收等手段，外部成本内部化。能源行业的“外部性”有负、正之分，负的外部性指对资源和环境的破坏，由此导致了行业的外部成本，正的外部性有利于资源和环境的保护，由此导致了行业的外部收益。合理的能源价格应使外部成本、外部收益均能内部化，进而有利于对外部性的调控，实现经济社会的可持续发展。

能源行业的外部成本包括资源和环境两个方面。资源成本内部化的基本途径是尽可能实行资源价格的市场化，增强国有资源使用权的分配，必须通过规范的招标进行，对存量国有资源的使用应建立完整、科学的资源税费体系，如资源税征收标准根据资源产品价格的水平分档设计，资源税征收基础改按产量计征为按占用资源量计征。环境成本内部化的基本途径是有针对性地建立一整套科学的环境税费体系，各项环境税费的征收标准应以能源企业排污所缴税费额大于其污染治理支出为标准。如此来看，我国绝大多数排污费征收标准都要大幅度提高，在政府仍实行价格监管的能源行业，如企业的资源和环境支出增加能源价格也应允许相应提高，为资源和环境等外部成本内部化创造必要的条件。

外部收益内部化。风能、生物质能、潮汐能、太阳能等可再生能源的开发和使用可以减少化石能源的开采和消费，既实现了不可再生资源的节约，又保护了环境。这些正的外部性应该促使它发展，但在现阶段以企业的会计成本为标准，开发利用可再生能源比之常规能源显然不具经济性，在对常规能源与可再生能源性价比真实性评价上市场机制失灵了。因此，必须由看得见的手使可再生能源的外部收益内部化，可再生能源外部收益内部化的方法可考虑以下两种：一是政府定额补贴，即根据可再生资源与常规能源的成本差额按单位予以定额补贴，但其价格由市场决定；二是政府按可再生资源的实际成本核定价格，并强制经销企业全额收购。前者可用于已建立竞争性市场的行业，后者可用于仍垄断经营的行业，但无论采取哪种方式由于我国国土辽阔，地区间经济社会发展不平衡都必须在常规能源终端用户价格上加收一个小额附加，以用于解决可再生资源与常规能源成本差额的合理分摊问题。

（3）以引入竞争、强化市场功能和作用。众所周知，竞争是加强企业外部约束，扩大消费者选择范围进而节约资源的最有效手段。因而在我国，传统的竞争性产业已基本上取消了国家计划，价格由市场竞争形成。煤炭行业和石油行业本质上也属竞争性行业，因此应积极排除障碍，尽快引入竞争机制。天然气行业和电力行业虽然传统上同属自然垄断行业，但近年来国内外的理论研究和改革实践均已证明这两个行业的输送网络业务与输送网络之外的业务在性质上并不相同，前者仍不同程度地具有自然垄断性，而后者本质上属竞争性业务，只要相关条件具备完全可以建立竞争性的市场结构和由市场供求决定的价格形成机制。

在我国能源领域进一步引入竞争机制需重点解决以下两个问题：一是竞争型市场结构的建立。竞争机制的有效性取决于市场结构的可竞争性。在成熟的市场经济国家，无论是反托拉斯监管还是对垄断性行业进行企业重组，主要目的都是为使市场结构具有可竞争性。目前，除煤炭外我国其他几个能源行业的市场结构都不足以实现有效竞争。如成品油的批发、零售市场基本上仍由中石油、中石化两大集团公司控制；电力行业虽进行了“厂、网分开”，但分拆的只是原国家电力公司的发电企业资产，至今主、辅（主要指那些靠关联交易生存的“三产”）未分，而地方政府的发电企业资产并未重组。因此，要真正在上述行业实现有效竞争必须削弱现有大企业对市场的控制力，包括鼓励国内私人资本、外资进入能源行业，并有必要对国有企业做进一步的重组。

二是体制改革的整体规划。我国至今还没有能源各行业体制改革的整体规划。有些改革安排，如电力体制改革方案虽称为“方案”但确切说只是个大思路。要成为规划还有许多问题需要研究。尽管后来各有关部门陆续也出台了一些配套措施或配套办法，但相互间缺少对接，并没有完全套在一起。而整体设计、分步实施是一切体制改革必须遵循的普遍规律，能源的市场化改革更应如此。这不仅因为能源是国民经济的血液，而且也因为能源供应是个精密系统，特别是天然气和电力生产、运输、消费各环节之间及各环节内各构成单元之间都必须协调、运作整个系统才能正常运行。因而，与其他方面的体制改革相比，能源行业体制改革的系统性要求也非常高。如果不作整体规划，改革措施缺少对接，能源出现危机将不可避免。所以先期进行能源市场化改革的国家和地区无不整体设计、分步实施。我国能源市场化改革若要达到预期目标也必须尊重能源行业的经济、技术特性，遵循能源产业体制改革的客观规律，首先做好改革整体规划的周密设计。

为了缓解能源价格趋高带来的矛盾，首先，要加强需求管理。转变经济增长方式，调整经济结构，对需求总量加强调控，抑制需求总量过快增长，避免需求膨胀拉动和成本推动叠加，使能源价格失控。其次，要实现计价完全成本的逐步实施，掌握好由此推动价格上涨的力度、时机以及区别对待。如对高耗能产业多提价，在近期对用于化肥工业的能源暂不提或少提价。再次，在全社会开展多形式、多层次的宣传教育活动，增强全民节能意识。大力推行节能措施，使能源价格上涨的影响尽可能多地消化在中间环节。最后，加大对能源的销售、运输环节的整顿治理。包括取消不合理的收费，降低费用，以缓解能源涨价影响。

（4）建立能源价格监管机制。首先，建立职能完备的能源价格监管机构。在其他市场经济国家能源监管机构有独立的，也有内设于相关政府部门的，但职能统一，即对垄断经营的能源企业价格监管与成本、质量的监管由同一机构负责。能源供应是个精密的系统，因而对这个系统各构成要素及其运转各环节的监管也必须与这种系统性相适应。我国现阶段主要监管职能分散于各部门的配置格局，必然导致部门间的职责重叠，效率低下，形成监管“越位”与“缺位”并存的局面，自然谈不到与引入竞争机制后的能源行业监管任务相适应了。我国的能源监管机构是独立设置还是内设在哪一相关政府部门或由哪一相关政府部门管理，仍有继续讨论和演变的空间。但目前这种职能分散、重叠的体制无论如何是不能再继续下去了。

其次，建立并完善监管的规则体系。规则是监管者行为的依据也是被监管者、消费者权益的保障，因此基于市场经济的价格监管离不开科学监管规则的建立。我国目前已有了部分与价格监管相关的规则，但离科学监管的要求尚有很大距离：一是规则不足；二是规则不清；三是规则间不协调，部门之间、上下级政府之间规则冲突问题广泛存在。当前建立并完善监管规则的重点是：①成本约束与审核；②严格服务标准及相应的对消费者赔偿机制；③投资审批与价格监管的关系。监管规则合理化的途径可考虑以下两个方面：①学习国际经验，特别是要向监管历史长、效果好的国家学习；②社会的广泛参与。民主是法制的基础，只靠政府部门间的征求意见或文件会签，而没有公众的广泛参与不可能产生公正、合理的监管规则。在我国政府管制价格目录中一些与居民利益密切的商品或劳务价格调整前召开听证会确有必要，但就能源价格监管的科学化而言，特别需要听证的是监管规则的建立和修改，而我国目前恰好是监管规则的产生未经听证。

（5）建立利益相关者间的制衡机制。由于信息不对称，监管机构受被监管企业误导的情况经常发生。此外，由于监管官员在行使职权的具体过程中难免受个人情感因素的影响，因而出现有意偏向被监管企业或过多满足消费者要求的情况。而无论偏向被监管企业，还是过多满足消费者要求都会降低监管质量，不利于资源的合理配置。因此，现代管制经济学认为监管机构并不完全具备保护消费者合法权益的能力，监管机构的主要功能是买、卖双方间博弈的中介，或者说是为解决被监管企业与消费者的利益纠纷充当裁判。根据我国的实际，要通过利益相关者间的制衡建立起有效的监管。当前的主要任务是使消费者组织起来，使其具备与被监管企业抗衡的能力。

（6）协调能源工业市场化改革的进程，奠定能源价格机制的协调基础。市场化程度与市场结构是能源价格形成机制的基础。煤炭、电力、石油三个行业价格机制的冲突主要在于市场化改革的目标与进程的差异。建议加快石油与电力行业的市场化改革进程，引入多种投资主体，大力发展混合所有制企业。优化煤炭行业的产业组织结构，鼓励煤炭企业重组，提高煤炭行业的市场集中度，禁止不正当竞争，严格煤炭行业的生产监管和价格监管。

目前，我国煤炭、电力、石油三种能源的定价机制存在较大的差异，煤炭行业较早地实行市场定价，煤炭企业可以根据市场需求自主地调整煤炭价格；电力价格的形成机制正在市场化的方向改革，但是目前的价格决定权仍然在管理部门手中。二者比较而言，煤炭价格可以及时地反映供需关系的变化，电力价格对供需关系的反应滞后于煤炭价格。近年来，我国电煤价格之争实质上是两种价格机制的冲突，煤炭需求的增长引起煤炭价格的上涨，但是电力需求的增长却不能使电力价格进行及时的调整以反映供求关系。因此，发电企业从自身经济效益出发以拒绝提高电煤的收购价，煤炭企业则由于电煤价格低于市场价格无意出售，从而导致我国一些电厂煤炭库存下降到合理水平之下，影响电力生产。

煤炭与石油同属于一次能源，但是石油价格采用与国际油价接轨的定价机制。近两年来，国际油价持续走高，石油行业的经济效益大幅度上升，并处于工业各业之首。2000年石油天然气行业的工业成本费用利润率高达72．54%，同期煤炭行业只有0．04%。2002年煤炭行业的工业成本费用利润率提高到3．69%，但与石油天然气行业仍相差52．21个百分点。利润率的差距主要来源于价格的相对差距。煤炭价格相对较低，在一定程度上刺激煤炭消费需求的快速增长。2000～2003年3年时间，我国的煤炭消费量增长了近5亿吨，增长了40%。

长期以来，煤炭、电力、石油三个行业缺乏统一的宏观管理部门，市场准入标准宽严不一，监管力度有强有弱。较为突出的是煤炭价格放开之后，虽然国家规定了电煤的指导价，但是煤炭行业发展处于忽冷忽热之中，使电煤指导价没有发挥应有的作用。

一、我国能源结构及其影响因素

我国是世界上长期以煤为主要能源的国家，1953年我国煤炭消费占总能源消费的94．33%，石油消费只占3．81%，到2007年，以煤为主的能源结构虽然有所改善，但煤炭仍是我国的主要能源，占总能源消费的69．4%，石油消费占20．4%。

从人类对能源资源的开发利用趋势来看，能源结构的变化由集中利用某能源走向广泛利用多种能源，由注重能源规模化开发和利用效率转向注意能源开发利用的环境影响，多种清洁的、可再生能源将逐步取代化石能源成为主要的能源。目前人类所利用的能源主要是化石能源，清洁、可再生能源只占较少一部分。化石能源成为人类利用的主要能源原因有以下几点：

1．工业化与社会化大生产拉动了化石能源的开发利用

到目前为止，人类大规模利用一次能源结构的突变是从柴薪能源到化石能源。化石能源包括煤炭、石油和天然气等。目前，世界上以煤为主要能源的国家只有中国和印度。化石能源的开发利用与工业革命几乎是同步的，瓦特发明的蒸汽机拉开了机械化生产的序幕，大规模的煤炭开采则满足了机械化生产对能源的需求。

化石能源之所以取代柴薪成为主要能源，其主要原因是在当时的生产技术水平条件下，只有化石能源能够满足生产过程中对大量能源的需求，柴薪虽然是可再生能源，但有再生期，无法在短期内满足大规模的能源需求。而化石能源的特点是储量大并且集中，其本身就是运用现代工业法生产，同时可以满足短期内快速增长的能源需求。

2．效率高、成本低是大规模利用化石能源的经济因素

与柴薪等生物能源相比，化石能源单位热值高，并且可大规模生产，成本相对较低。工业社会本身就是一个追求效率、讲究效益的社会，除了少数国家，世界绝大多数国家都是在市场经济条件下推进工业化，从经济的角度来看，作为生产要素，化石能源热值高、成本低必然会成为消费者的首选。

3．技术成熟、性能稳定

与风能、太阳能、潮汐能相比，化石能源由于开发较早，技术比较成熟，供应的稳定性好。而风能、太阳能等能源技术处于开发期，对像风能、太阳能、潮汐能等具有一定时间性、季节性的能源的开发利用技术不够成熟，还达不到大规模开发利用条件。

综上所述，在需求规模巨大的工业化阶段和以经济效益为核心的社会价值观下，化石能源成为主要能源有其必然性。但是就各个国家来说，能源结构却有较大的差异，造成结构差异的因素大致可以归纳为：自然资源禀赋、生产技术水平、经济发展水平与产业结构等客观因素以及经济发展的指导思想，经济政策、社会经济体制等主观因素。也就是说，能源结构的变化有其客观规律，也有其主观因素的影响。中国长期以煤为主要能源的原因有以下几方面：

（1）资源因素。中国煤炭资源相当丰富，埋深在1000米的煤炭总资源量达2．6万亿吨；距地表以下2000米深以内的地壳表层范围内，预测煤炭资源远景总量大于5．06万亿吨（王家诚，2003）。根据英国石油公司（BP）的统计数据，截至2008年底，中国探明可直接利用的煤炭储量为1145亿吨。中国煤炭资源探明可采储量占世界的13．9%，位居世界第三，仅次于美国的28．9%、俄罗斯的19．0%。相对丰富的煤炭资源构成我国以煤为主的能源结构的基础，丰富的煤炭资源使得煤炭价格相对便宜。

（2）技术条件。任何一种能源的大量消费都源于对这种能源的开发和利用技术的出现。正是由于技术的不断进步，使人类逐渐认识自然并不断从自然界攫取所需的能源资源，从而推动了人类社会和经济的快速发展。从目前来看，我国还不具备大规模开发新能源替代化石能源的技术能力，新能源开发利用的成本较高，难以满足市场需要。

（3）产业结构因素。有研究表明，中国的产业结构对能源消费结构有一定的影响（史丹，1999）。伴随工业化的进程，第二产业和第三产业的发展，对石油、电力需求逐渐增大，但是在我国，电力主要是以火力发电为主，所以煤炭的消费短期内不可能大幅度下降。此外，我国的经济结构发生逐步向“三二一”的结构转变，尤其是第三产业的迅速发展，直接带动了石油消费的增加，如图9－2所示。由此，我国能源的资源结构、供给结构与需求结构之间的尖锐矛盾也凸显出来。

图9－2　第三产业比重和石油消费比重趋势图

一些学者采用协整技术研究了中国煤炭需求的结构弹性得出，工业结构的调整，哪怕是微小的调整，也会对煤炭需求有很大的影响，短期内，中国的重工业比重很难大幅度进行调整（林伯强等，2007）。

（4）价格因素。国家的宏观调控政策、资源和环境保护政策、能源和产业政策、技术政策、相关法规、经济政策、经济发展战略、投资政策、国内财税政策、能源和排放标准、价格政策等都将不同程度地影响能源结构的变化。其中，价格因素对能源结构的影响是非常重要的。

长期以来，中国对能源产品实行低价政策，使得煤炭、石油等能源价格明显偏低，在一定程度上刺激了高耗能产业的发展以及资源的低效滥用和浪费。偏低的能源价格，不能反映能源的真实稀缺程度，从而使价格失去了激励新能源的开发的功能，影响了清洁可再生能源产业的发展。另外，能源价格不包括能源生产与消费对环境污染所引起的支出，环境成本不能得到补偿，环境污染不能得到及时的治理。能源生产和消费越多，对可持续发展的负面影响越大。

如上所述，影响能源结构有多种因素，其中包括资源因素、技术因素、经济因素与政策因素。本书只从政策因素方面探讨如何利用能源价格和能源价格体系引导社会资源的配置，优化能源结构。

二、能源结构的优化目标及其意义

1．优化能源结构的目标

根据我国能源结构的现状，优化能源结构就是要实现“三个降低和三个提高”。

（1）降低化石能源的比例，提高可再生能源的比重。化石能源的形成要经过上亿年的时间，是不可再生资源。近百年来，随着世界经济的发展，尤其是工业化社会的到来，全球化石能源资源处于加速消耗阶段。尽管有科学家对地球能源资源的勘探发现抱有乐观态度，但不可否认，有限的资源总有一天会耗尽。在现有技术水平条件下，我国的煤炭资源可开采100年，石油资源可开采20年。为了保持能源可持续供应，必须要增加可再生能源的供应，提高其在能源供应量中的比重。目前，开发技术比较成熟的可再生能源除了水电外，还包括风电、太阳能等。

（2）降低高污染的能源比例，提高清洁能源的比重。从对环境影响轻重的角度来划分，能源可分清洁能源和不清洁能源。在化石能源中，煤炭是污染物排放最多，对生态环境影响最为严重的能源。煤炭的开采会造成地质塌陷，地下水断流、地面植物受损等影响，煤炭的燃烧则会产生大量的二氧化硫和二氧化碳。而石油和天然气相对于煤炭来说，属于相对清洁的化石能源。世界上大多数国家已由煤炭为主转向石油天然气为主的能源结构。中国和印度是世界两个以煤炭为主的国家，对于我国来说，增加石油和天然气的消费，降低煤炭消费也是能源结构的优化。核电和水电是清洁能源，中国应大力发展。

（3）降低初级能源直接消费的比例，提高加工能源的比重。化石能源对环境的负面影响主要是在消费过程中产生的，降低化石能源的负面影响，就是优化终端能源消费结构，避免化石能源未经清洗和加工转换直接进入消费，加大初级能源的加工转换比例，以便捕捉二氧化碳和处理污染物，因此，能源结构的优化不仅包括一次能源结构，而且还包括二次能源结构。在我国，还有近40%的煤炭直接进入消费过程，这是我国控制二氧化碳排放的难点。发达国家90%煤炭几乎全部用于发电，在发电设备中装有除硫和二氧化碳捕捉的设备，有效地降低污染物的排放。

2．优化中国能源结构的重要意义

（1）是实现社会经济可持续发展的客观要求。煤炭的生产和消费产生大量的废弃物，致使我国的环境污染以煤烟型为主要特征。在大气环境污染物中，70%以上的总悬浮颗粒物、90%以上的二氧化硫、60%以上的氮氧化物和85%以上矿物燃料产生的二氧化碳均来自煤炭的燃烧。由于二氧化硫的大量排放，我国西南、华中、华南、华东地区已出现大面积的酸雨区，且面积在不断地扩大，占国土面积已达40%。酸雨使建筑物腐蚀，农作物减产，由此造成的经济损失每年超过几百亿元。煤炭生产中还产生一些局部环境问题，如土地破坏、洗煤水与矿井排水污染、煤矸石堆放污染等。因此，减少煤炭在一次能源生产和消费中的比例，是改善环境质量和提高人民生活质量的迫切需要。

当前，国际社会可持续发展的热点之一是全球气候变化，这一问题的核心是减少二氧化碳的排放。化石能源的生产和消费是温室气体的主要来源。1997 年12月，149个国家和地区的代表在日本京都召开《联合国气候变化框架公约》缔约方第三次会议，会议通过了旨在限制发达国家温室气体排放量以抑制全球变暖的《京都议定书》规定，到2010年，所有发达国家排放的二氧化碳等6种温室气体的数量要比1999年减少5．2%，欧、美、日分别削减8%、7%、6%，加拿大削减6%，东欧各国削减5%～8%，发展中国家没有减排义务。2009年联合国气候变化大会（哥本哈根峰会）在丹麦哥本哈根举行。哥本哈根峰会没有通过具有法律约束力的《哥本哈根协定》（Copenhagen Accord），但是大会就发达国家实行强制减排和发展中国家采取自主减排行动作出了安排。

尽管《京都议定书》没有要求发展中国家承担减少温室气体排放的义务，哥本哈根峰会也没有通过具体协定，但是减少二氧化碳排放是任何一个负责任的国家迟早要做的事情。特别是1998年以来，中国进入重化工业高速增长的阶段，能源消耗和二氧化碳排放增长很快。2007年，中国二氧化碳排放量6071兆吨，占到世界二氧化碳排放量的21%，超过美国（5769兆吨）成为世界第一大二氧化碳排放国。[2]我国政府一直高度重视碳减排问题。2007年出台了《节能减排综合性工作方案》和《中国应对气候变化国家方案》，明确了节能减排的目标：到2010年，万元国内生产总值能耗由2005年的1．22吨标准煤下降到1吨标准煤以下，降低20%左右，主要污染物排放总量减少10%。中国政府在哥本哈根峰会期间作出承诺，到2020年单位国内生产总值二氧化碳排放比2005年下降40%～45%。此减排目标将作为约束性指标纳入国民经济和社会发展中长期规划，并制定相应的国内统计、监测和考核办法。通过大力发展可再生能源，到2020年中国非化石能源占一次能源消费的比重达到15%左右。

（2）能源结构的优化是产业结构升级的需要。从发达国家工业化进程来看，这些国家快速工业化是靠优质能源如石油、天然气等的生产和消费支撑的，有人将石油称为发达国家工业化的“加速器”；从近20年的现实看，快速发展的东亚国家和地区石油消费迅速增加，如日本、韩国、中国台湾地区等的人均石油消费都达到了2吨左右。从供给角度看，随着技术进步能源结构逐步升级，如从煤炭到油气，勘探开采的技术手段逐步提高；从煤电到水电、核电等，发电设备的技术含量不断增加，反映出制造业水平不断提高。从需求角度看，消费品的技术含量越高，所用的基本能源品质就要越好；随着产业结构和产品结构的升级，能源结构也要相应升级。能源结构是与发展阶段密切联系在一起的，能源结构升级是工业发展的必然结果。

目前，我国进入城市化和工业化的快速发展阶段，经济结构优化升级是大势所趋。我国的工业化将进入快速阶段，交通运输业也如此，而交通运输的发展需要以油气为主导的能源消费；我国交通运输的发展对油品消费增长将是必然的。另外，我国农村在加速城市化，消费品在升级，家电拥有量迅速增加，所需要的能源品种也必须相应升级。也就是说，油气消费的增长将是我国工业化的必要条件，能源结构优化升级是我国产业结构升级的形势使然。

（3）优化能源结构有利于能源安全。由于化石能源资源分布与需求存在较大的地域差别，能源消费国对化石能源的依赖必须会产生对能源进口的依赖，由于地缘政治不稳、远洋运输恐怖主义的威胁、产油国政治动荡和世界能源市场投机活动活跃，使世界能源市场充满较多的不确定因素和潜在的风险。发展清洁、可再生能源，提高清洁可再生能源在能源结构中的比重，减少对化石能源的依赖，可以有效地降低能源安全的压力。

三、利用价格手段优化能源结构的机理与实证分析

价格是调节供需的杠杆，也是促进结构优化的有效手段。为了分析如何利用价格手段优化能源结构，为了简化起见，我们把可再生的清洁能源归为一类，用R表示，化石能源归为一类，用E表示，设PE、PR为化石能源和清洁能源的价格，DE、DR分别为化石能源和清洁能源的需求量。用SER表示能源消费结构。LO、LC、LG、LR分别表示石油、煤炭和清洁能源的热当量值，即单位产量所能产生的热值。

1．能源价格对能源消费结构的机理

在PE、PR价格水平条件下，化石能源和清洁能源的需求方程如下组式（9－1）：

能源是国民经济的重要的生产要素，国民经济总产出与能源消费的关系如式（9－2）：

式中，K、L表示生产过程中所需要的资本和劳动，D是能源消费总量，D＝DE＋DR。考虑两种情况：

（1）两种能源可完全替代，但每种能源供应只能满足部分需求S＝SE＋SR。在一个完全竞争的市场上，消费者经过不断的筛选和重复的使用，最后就会形成一个均衡价格。在这个均衡价格下，消费者用一单位的货币购买到的不同能源，给消费者带来的热量是相同的。或者说，消费者购买一单位的热量支出的货币价格是相同的。即PE＝在能源市场上，不同能源可以进行相互的替代。

在没有价格干预的情况下，D＝S，均衡的能源消费结构为SER，两种能源在能源消费总量中所占的比重为SE、SR。两种能源的能源价格完全相等（即各能源品种的单位热量值的价格相等，而不是每物理重量单位价格相等）。在这种情况下，决定能源消费结构主要在于能源供给，因为只要供应充分，某种能源价格略有下降，就会完全替代其他能源，从而彻底改变能源消费结构。从长期来看，随着科学技术的发展，清洁可再生能源的成本会逐步降低，而化石能源随着开采深度的增加，成本会越来越高，清洁可再生能源最终将会完全替代化石能源。但是在近期内，若不考虑环境因素，清洁可再生能源的成本仍高于常规化石能源，为了提高清洁能源在能源消费中的比重，必须采取一定的干预手段，就价格手段来说，就是使清洁能源的实际消费价格不高于化石能源的消费价格。

一般来说，能源价格上涨则能源供给会增加。但是能源供给与普通消费品供给不同，由于能源产品的自身生产特点产出的价格弹性在不同阶段形式不同。在经济学的理论中，能源生产约束所导致的稀缺能源最优配置问题无处不在，但在绝大多数情况下，能源生产约束是以“流量约束”的形式表现出来的，其主要特征是能源受到技术经济条件的制约，无法全面地由潜在能源向现实能源转化，主要表现在一定时期内即使能源价格上升，能源的供给满足不了能源的需求。在这种情况下，人们担心的是能源获取的速度，而不是能源存不存在。相应地，当能源尤其是不可再生能源存量接近枯竭的时候，能源约束就转化成另一种约束形式，即“存量约束”，于是，就不得不开始考虑能源供给的可持续性问题。相比而言，能源的流量约束要温和得多，可以通过技术进步、制度改进等手段使能源约束逐渐弱化，而能源的存量约束要严厉得多，经济发展通常要受到比较大的制约。所以，当一国能源的丰裕程度是流量约束情况下，价格对产出的调节能力明显强于存量约束条件下的影响。在能源约束一定的条件下，价格对产出的影响作用强度取决于能源生产企业的生产规模和产能调节时滞。

对清洁可再生能源生产进行干预的目标是当化石能源接近枯竭，清洁可再生能源能够替代化石能源满足日益增长的能源需求。

从长期来看，世界能源供给的持续性在于可耗竭的化石能源的终止价格和新能源的接替代价是否一致。假如终止能源价格低于接替能源价格，这说明化石能源耗尽时，新能源尚不能以可接受的价格顺利地接替，化石能源的资源补偿费则会因能源短缺而以更高的初始水平或更高的速度上升，以保持价格水平的持续性。反之，终止价格水平也很难高于接替价格，因为化石能源的资源消耗殆尽之前，新能源便以较低价格进入能源市场，那么，化石能源的资源补偿费会因资源不那么稀缺而自动降低，从而促使化石能源价格下降。结果仍保持终止价格等于接替价格。

图9－3　化石能源与新能源替代

传统化石能源价格上升，替代的新能源需求将上升，一定程度上刺激新能源的价格，如果新能源的价格上升的速度低于传统能源价格上升速度，则新能源相对传统能源的价格将下降，新能源越有可能替代传统能源，新能源价格上升速度，不仅和需求有关，更重要的和开采的技术和探明的储量有关。

图9－3中纵坐标表示化石能源与新能源的价格比，横坐标是化石能源与新能源的替更时间。S1是化石能源相对替代能源的价格曲线（为简单起见，图形只画出线形），起初化石能源相对新能源的价格要小，考虑化石能源的稀缺程度，S1是向上倾斜，S2是新能源的价格曲线，起初新能源的价格很高，随着技术的进步和储量的探明，新能源的相对价格慢慢下降，在T2新能源将对传统化石能源进行替代，R1处是新能源和传统能源比价相等，R1＝1。S3是计入环境成本以后的化石油能源的相对价格曲线。若把化石能源的环境成本，化石能源的相对成本上升，与新能源更替的时间由T2提前到T1。

在新能源开发初期，由于技术等因素，开发成本较高，市场价格较高，对新能源的价格补贴，补贴额V＝p··（R′－R），降低新能源的价格提高，才能使新能源在T1期之前的T2时期对传统能源进行替代。

（2）两种能源可以部分地替代。设两种能源之间的替代率为e。在这种情况下，要调整能源价格或者某一种能源价格就可改变能源消费结构。如若降低可再生清洁能源的价格由PR到PR′，其他能源价格不变，其需求量由DR增加至DR′，而其他能源则可被替代（D·R′－DR）·ε。在可替代的情况下，改变能源的相对价格就可达到调整能源消费结构的目的。

对能源价格进行调整，必然会改变原有的市场均衡，一是清洁可再生能源供不应求，二是其他能源生产过剩。若不加以政策干预，清洁能源可能由于供给短缺造成价格上升，而其他能源由于生产过剩，引起价格下降，能源相对价格可能再次回归到初始状态。为了达到优化能源结构的目标，必须要实施长期的价格干预，才能使能源结构向清洁化方向发展。

图9－4　能源价格与结构变化

图9－4中纵坐标和横坐标分别表示所消费的两种能源，能源1和能源2在价格比为R0时，消费能源1为N，消费能源2为M。而当能源1和能源2的价格比变为R1时，能源1的消费量由N变为N′，能源2的消费量由M变为M′。能源消费结构由原来的N∶M变为N′∶M′。

2．能源价格对能源消费结构影响的实证分析

从理论上讲，如果不考虑经济成本，作用相同或者相近的能源产品之间是可以完全替代的。但是，现实中不同能源产品的替代除了价格因素以外，还与技术进步，如开采技术、勘探技术等联系在一起，同时社会所处的经济发展阶段也是重要的影响因素。在19世纪，世界的主要能源是木材，到了20世纪中期，煤炭取代了木材成为世界的主要能源，1925年煤炭占世界商业能源的80%。随着石油的大规模开发，煤炭又部分地被石油取代，1975年煤炭在一次能源中的比重下降到了26%，石油的比重由14%上升到48%，天然气的比重由3%上升到19%，这个过程综合体现了能源相对价格的变化、技术水平的提高和经济社会的发展。

关于不同品种能源投入的替代关系，中国科学院的《中国能源报告（2006）》中计算了电力、煤炭、石油之间的边际替代率，计算结果是：电力对煤炭的边际替代率＝17．27，石油对煤炭的边际替代率＝5．38，电力对石油的边际替代率＝3．22。边际替代率指一种生产要素的增加可以替代多少另一种生产要素的投入。这一研究结果证明了不同能源品种是可以相互替代的。为了避免重复，本书将直接引用这一结论。但与其研究目的不同的是，本书主要估算能源品种之间的相对价格的变化对不同品种能源需求的影响，通过定量分析，讨论价格对能源结构的优化作用。根据经济学原理，当两种要素的边际技术替代率等于其价格比，要素投入的成本最低。这也是最佳的要素组合。中国科学院的石油对煤炭、电力对石油的边际替代率实际上也得出了使能源成本最低的能源价格比。现在本书反过来分析，如果要改变现在的能源消费结构，必须要调整能源价格，否则就会形成要素投入的浪费。

为了进一步证明能源价格对能源结构的影响，本书采用能源价格的交叉弹性系数来分析。

不同能源品种之间的替代主要是取决于有替代性的能源之间价格的变化。如果一种能源变得相对便宜，不仅本身需求增长，而且还会替代其他能源，使其他能源需求减少。用公式表示能源的交叉弹性系数是反映某种能源价格变化对另一种能源需求的影响：

b1＝（dC／dP0）／（C／P0）

式中，C是某种能源例如煤炭的消费需求，P0是另一种能源，如石油的价格。当石油价格变动的方向与煤炭需求的变动方向是一致时，即β1的符号是正数时，表示煤炭与石油是互相替代的关系，当P0的符号是负数时，表示煤炭与石油是互补关系，即煤炭与石油的消费要同时增减。当β1为零时，表示二者没有关系。β的大小反映不同能源品种之间可替代或互补的程度。

利用能源产品的交叉价格弹性研究能源结构在国外取得了比较成熟的成果。P．J．Joskow和M．L．Baughman利用1968～1972年的典型平均数据对美国各种能源的自价格弹性和交叉价格弹性进行了估算，显示了能源价格对能源资源配置有重要的影响。R．Halvosen运用生活间序列数据估测了美国48个州1961～1969年居民用电的长期价格弹性在－1～－1．21。J．M．Griffin运用时间序列数据估测美国在1951～1971年间居民用电的价格弹性是－0．52。A．S．Deaton运用1954～1972年的时间序列数据估测英国1970年居民的价格弹性在－0．30～－0．96。以上有关研究说明了能源相对价格对能源资源配置有重要的影响，对于决定能源消费形式水平也有重要影响（W．D．Nordhaus，1975）。

本书采用1995～2006年的省级面板数据，建立模型对各种能源价格弹性和不同能源品种之间的价格替代关系做定量估算。首先建立能源需求、GDP和不同能源价格之间的模型，计算各能源的价格弹性和产出弹性。

式（9－3）中a，d，e分别为能源i的产出弹性系数和价格弹性、价格交叉弹性。Ci是截面固定影响效应，度量该模型没包括在内不随时间变化但有跨省差异的因素。考虑到1978年以来我国经济结构变动是影响我国能源消费的主要因素。我国能源消费具有明显的行业集中性。在工业内部，各种能源消费又主要集中在9个行业，在全部工业行业中，这9个行业不到总数的1／4，但能源消费占全部工业能源消费的60%以上，所以我们在式（9－3）中引入产业结构变量；为了更加准确估计，我们引入因变量的滞后项作为没有考虑到的变量的代理变量。

式中，Qe、S1、S2、S3分别代表能源消费量以及第一产业、工业、交通运输业在GDP中的百分比，因为S1、S2、S3是各产业占GDP的比率，其估计值相当于弹性，所以我们对这几个变量没有选择对数形式；eit是随机扰动项。数据来源是历年的《中国统计年鉴》、《中国能源统计年鉴》、各省的历年统计年鉴、国家统计局的历年《统计公报》。

我们利用Panel Data固定影响模型对式（9－4）进行计量分析，结果在表9－1中。

表9－1　计量结果1

续表

注：括号中为t值，＊＊表示5%，＊＊＊表示10%。

模型（1）、（3）、（5）是不加入滞后项的回归结果，模型（2）、（4）、（6）是加入滞后项的回归结果。对比模型可以发现，加入滞后项模型有较大的改进。而且调整R2有较好的改善，说明滞后项是模型没有考虑到的变量的较好的代理变量。

从（2）、（4）、（6）的模型估计中，在设定了一些结构变量和未知变量以后，煤炭的产出弹性为0．2025，其自价格弹性为0．001974，煤炭消费对石油价格水平的交叉弹性为0．001321，煤炭消费对电力价格水平的交叉弹性为0．002506。电力价格水平的交叉弹性为负，说明煤炭和电力是互补品，在中国电力的生产主要是依靠火力发电。煤炭和石油有一定的替代作用。石油的产出弹性为0．021899，石油自身的价格弹性为0．001466，石油消费对煤炭价格水平的交叉弹性为0．001134，和模型（2）估计的结果相当。石油消费对电力价格水平的交叉弹性为0．001273。从模型（6）的估计结果可知，电力的产出弹性为0．629981，电力消费自身的价格弹性为0．001938。从表9－2中可以更清楚地看到估计结果。

表9－2　计量结果2

上述模型回归结果表明，煤炭、石油和电力的产出弹性分别为0．2025、0．21899和0．629981。从价格弹性看，煤炭、石油之间存在一定替代关系，即石油的价格上升0．1%，煤炭的消费量上升1%。煤炭和电力之间存在互补性，因为在中国电力的生产主要依靠以煤炭为主的火力发电。石油和电力之间存在一定替代关系，即电力价格上升0．1%，石油消费量上升1%。

根据微观经济理论，当两种能源产品存在一定的替代关系时，其中一种产品必然存在自价格弹性；而当一种产品不存在替代产品时，假设其他条件不变时，其自价格弹性为零。在实证回归分析时，受到所选取数据的时间跨度限制，不同能源品种之间的交叉弹性相对较小，这是因为能源结构的调整不仅受到价格的影响还受到技术、结构因素和能源生产周期的影响。但是随着技术进步、结构调整和生产周期的变化，长期来看煤炭、石油、电力之间交叉弹性系数将更加明显。因此，能源的价格水平（包括绝对价格和相对价格）可以有效地对现存能源消费结构进行调整。

[1]《国家发展改革委关于改革天然气出厂价格形成机制及近期适当提高天然气出厂价格的通知》（特急发改价格［2005］2756号）。

[2]IEA．Key World Energy Statistics 2009．