国家发展改革委：我国破解了“煤电矛盾”问题

党的十八大以来，我国物价运行平稳，价格总水平始终保持在合理区间，CPI年均涨幅为2%左右，充分体现了价格改革、价格调控、保供稳价取得的重大成绩。特别是2022年国际形势严峻复杂，全球能源等价格大幅上涨、我国输入性通胀压力明显加大，但国内物价保持平稳运行，1—8月CPI累计同比涨幅仅为1.9%，明显低于美国8.3%、欧元区7.6%的水平，可谓“风景这边独好”。9月29日，国家发展改革委召开新闻发布会，国家发展改革委体改司副司长蒋毅表示，下一步，国家发展改革委将会同有关部门全面贯彻落实党中央、国务院关于深化油气、电力体制改革决策部署，以“碳达峰、碳中和”战略目标为指引，以保障能源安全可靠供应为前提，以进一步优化能源资源配置为出发点，围绕建设新型电力系统、推动油气行业产供储销协同发展等重点工作开展深入研究，持续推动改革走深走实。

　　价格改革取得重大突破性进展

　　国家发展改革委价格司副司长牛育斌介绍，党的十八大以来，我国各级价格主管部门坚持以人民为中心的发展思想，坚持“有效市场”和“有为政府”有机结合，积极探索建立有中国特色的价格调控体系，价格改革取得重大突破性进展，对完善社会主义市场经济体制发挥了重要作用，建立起了四个机制：一是建立起主要由市场决定价格机制，绝大多数商品和服务价格已由市场形成。正确处理政府和市场的关系，坚持能由市场定价的都交给市场，放开了一大批商品和服务价格，燃煤发电上网电价市场化改革取得历史性突破，成品油、天然气价格改革迈出关键步伐，煤炭市场价格形成机制进一步完善。截至目前，全部的农产品、80%的电、50%的天然气、90%的民航旅客运输价格由市场形成，全社会商品和服务价格市场化程度已达97.5%。中央定价项目累计缩减约85%，地方定价项目缩减约70%，政府定价范围主要限定在党的十八届三中全会明确的重要公用事业、公益性服务、网络型自然垄断环节。二是建立起垄断行业科学定价机制，持续加强对垄断行业的价格监管。按照“准确核定成本、科学确定利润、严格进行监管”的思路，出台进一步加强垄断行业价格监管的意见，制定输配电、天然气管道运输、铁路客运等重点领域定价办法和成本监审办法，建立健全以“准许成本+合理收益”为核心，约束与激励相结合的政府定价机制。三是建立起促进绿色发展价格机制，推动经济社会发展绿色转型。创新和完善促进绿色发展价格机制，形成了一系列务实管用的政策措施。比如，推行差别电价、超低排放、垃圾焚烧发电、电动汽车充换电等电价政策，完善光伏、风电上网电价政策，出台北方地区清洁供暖价格政策，全面推行居民阶梯电价水价气价制度和非居民用水超定额累进加价制度，出台长江经济带污水处理收费和岸电价格政策，深化农业水价综合改革，完善垃圾处理收费政策，这些政策有力地推动了节能减排和环境保护。四是建立起重要商品价格调控机制，市场保供稳价工作取得明显成效。聚焦重要民生商品、大宗商品，强化顶层设计，坚持系统观念，建立健全市场保供稳价制度体系，提升调控能力，创新调控方式，综合运用监测预警、储备调节、预期引导等方式，扎实做好市场保供稳价工作。特别是明确煤炭价格合理区间，创新运用预期管理方式，稳定煤炭价格。近年来，市场保供稳价体系经受住了疫情、异常天气和国际市场不确定性的冲击，市场供应总体充足，运行平稳，为经济社会平稳健康发展提供了有力支撑。

　　绿电交易成交电量已超200亿千瓦时

　　蒋毅指出，党的十八大以来，国家发展改革委在党中央、国务院的重大部署下，持续推动以石油天然气管网管理体制和运营机制改革为标志的石油天然气体制改革和以“管住中间、放开两头”为总体要求的电力体制改革，主要取得了以下几个方面的进展。一是行业保持高质量发展。油气方面，进一步推进矿产资源管理，健全油气矿业权出让机制，形成了多元主体参与的勘查开采机制，提升资源接续保障能力。完善油品管理体制机制，推动行业规范健康发展。电力方面，持续深化电力装备制造、设计、施工业务改革，有序放开竞争性业务，推动电网企业聚焦主业。开展绿电绿证交易，更好体现可再生能源的环境价值，有力助推新型电力系统建设。截至目前，绿电交易成交电量已超200亿千瓦时，核发绿证超5000万张，折合电量超500亿千瓦时。

　　二是市场建设取得突出成果。油气方面，加强天然气输配价格监管和成本监审，完善天然气管道运输价格机制。推动油气交易中心规范建设，探索开展市场化交易，加快建设全国统一的能源市场，健全油气期货产品体系，规范油气交易中心建设，优化交易场所、交割库等重点基础设施布局，提高了基础设施利用效率。电力方面，电力市场建设取得显著成效，已初步形成了“中长期+现货+辅助服务”的电力市场体系并不断完善。配售电侧改革持续推进，有序向社会资本放开配电业务，全国已成立5000多家售电公司，向用户提供购售电业务、合同能源管理和综合节能等多种服务。着力深化电价改革，放开燃煤电价上浮，取消目录电价，推动工商业用户全部进入市场，向市场主体释放改革红利，有效减轻了实体经济负担。

　　三是能源安全保障能力不断增强。发挥煤电油气运保障工作部际协调机制作用，夯实迎峰度夏度冬能源基础，压实地方和企业能源保供主体责任，切实保障能源可靠供应。油气方面，强化油气基础地质调查和勘探，积极扩大非常规资源勘探开发。依托国家管网集团发挥“全国一张网”优势，平稳应对10余轮大小寒潮，天然气供应保障能力进一步提升。电力方面，依托发电企业、电网企业确保机组“应开尽开”，重要通道可靠运行，保障电力供应。切实保障煤炭中长期合同履约，提升电厂存煤水平，充分发挥电力现货市场疏导成本、调节供需作用，缓解供应压力。

　　从根本上理顺了煤、电价格关系

　　煤炭占我国能源消费比重56%，燃煤发电在总发电量中占比约60%，以煤为主是基本国情。牛育斌表示，针对2021年9、10月份煤炭价格非正常上涨，煤电矛盾凸显的情况，按照党中央、国务院决策部署，国家发展改革委在持续做好能源保供稳价工作基础上，总结多年价格调控实践经验，充分考虑煤、电市场运行规律，抓住难得时机打出了煤价、电价机制改革的“组合拳”。一是完善煤炭市场价格形成机制。在坚持煤炭价格由市场形成的基础上，创新实施区间调控。即充分考虑煤炭生产成本和下游燃煤发电企业承受能力，按照“下限保煤、上限保电”的原则，提出煤炭价格合理区间；综合采取市场化、法治化手段，引导煤炭价格在合理区间运行，通过稳煤价，进而稳电价、稳企业用能成本，为稳定宏观经济大盘提供有力支撑。这项改革既实现了价格机制的重大突破，从根本上理顺了煤、电价格关系，破解了“煤电矛盾”这个长期以来想要解决而没有解决的问题；又是预期管理方式的重大创新，通过“打明牌、定边界”稳定各方预期，有力促进了煤、电行业协同高质量发展。

　　二是深化燃煤发电上网电价市场化改革。全部燃煤发电电量原则上在“基准价+上下浮动”范围内形成上网电价，将燃煤发电市场交易价格上下浮动范围扩大为原则上不超过20%，高耗能企业不受上浮20%限制；推动工商业用户都进入市场，全面建立电网企业代理购电制度，真正建立起“能跌能涨”的市场化电价机制，实现了燃煤发电上网电价和用户电价之间的有效联动。这项改革在放开发电侧上网电价、用户侧销售电价方面实现了历史性突破，标志着电力市场化改革又迈出了重要一步。

　　我国煤价、电价改革文件实施以来，国内煤炭、电力价格总体运行在合理区间，这与国外能源价格大幅上涨情况，形成鲜明对比。以2022年9月上半月为例，澳大利亚纽卡斯尔港煤炭期货平均价格438美元/吨（折合人民币超过3000元/吨），同比上涨158%，国内煤炭港口现货价格为人民币1028元/吨，与2021年同期基本持平；英国、法国、德国市场交易电价涨至去年同期的4~10倍，而我国电力用户平均电价同比仅上涨10%，居民、农业电价保持稳定，有力保障了经济社会平稳运行。“总的看，完善煤炭市场价格形成机制、深化燃煤发电上网电价市场化改革两项改革相辅相成，构建了煤、电价格区间调控和预期引导的闭环机制，是煤炭、电力等能源安全稳定供应、价格总体平稳的重要政策保障。”牛育斌认为。

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