郑新业：能源改革与权衡抉择：应对“不可能三角”

编者按：3月25日上午，“中国宏观经济论坛”2018年一季度报告发布会在中国人民大学国学馆116报告厅举办，中国人民大学国家发展与战略研究院研究员、经济学院副院长郑新业作主报告演讲《现代能源经济体系、权衡抉择与能源“不可能三角”》。以下为报告摘要的第三部分。

中国能源经济走向新时代将主要面临一个目标，两大约束。未来30年，将是中国实现“两个一百年”奋斗目标，实现中华民族伟大复兴的关键时期。根据两个阶段目标，我国在此后30年还需要保证4%-5%的增长率，中高速增长的要求决定了能源体系始终要以效率为基本导向。然而，一方面，要缓解我国能源供给压力，减少能源消耗和污染问题，必须以减少高耗能产业比重，推动产业结构转型为抓手，推进我国能源需求达峰的进程。但这将对我国经济增长动力带来损害。另一方面，随着中国经济的发展，人们对于环境清洁的渴求将会不断增长。我国向全国以及国际社会许下节能减排承诺，在未来将面临严重的环境管制挑战，非化石能源比重上升和能源的清洁利用，将会导致能源价格上升，加重企业和居民的用能负担。环境和经济性的协调将是能源体系面临的核心问题之一。

推进能源革命，建立中国现代能源体系，能够充分减少对市场的扭曲，还原能源的商品属性，得到正确的价格信号，打击市场势力的活动，治理能源领域负外部性，最终释放巨大的改革红利，助力中国长期发展目标的实现。

具体而言，建设支持“两个100年”目标的中国能源经济，我们可以分两步走。

第一步是建设现代能源体系，实现能源领域效率前沿。市场化建设和合理监管是实现效率最大化的两个抓手。首先，在竞争性领域，让市场起决定性作用。因此，建设“能源市场之制”始终是效率最大化的基础。除此以外，能源市场自身性质决定市场失灵多发且严重：能源输配存在自然垄断性质，能源消费产生外部性，国际能源供给呈现公共物品性质，等等。纠正市场势力就需要合理运用“政府之手”实施有效监管。中国能源体系的现状和改革方向如下表10所示。

第二步，在实现了效率前沿之后，能源不可能三角可能仍然存在，额外的权衡与抉择是必须的。换句话说，当能源体系实现效率最大化目标时，能源价格合理、能源供给充足、能源清洁环保这三大目标之间不再存在帕累托改进空间，这时将需要在经济增长规模、企业和家庭的用能成本和治污减排之间权衡取舍，并将能源体系建设置于更广泛的社会改革之中，选择合适的配套政策手段以突破能源“不可能三角”。

表 中国能源体系的现状与改革方向

(一) 建立现代能源体系

其一，继续推进能源市场建设。能源市场建设的核心首先是放开市场准入限制，在可以竞争的领域，让各个企业自由进入。其次，政府在竞争性领域放开各种价格管制，并提升对价格波动的容忍度，让企业相互竞争决定价格水平。为了消除能源区域市场之间的壁垒，促进能源要素的自由流动，最大化能源市场的规模效应，能源市场建设应该突破行政区划的界限，以全国统一市场为目标。具体而言，不同能源品的性质不同，市场化进展也不同，需要分别考虑合适的改革方向。

在电力领域：

一是建立独立的调度和交易机构。我国未来的调度体系理应设立五个层级，首先是国家调度协调中心，其次是各电网区域内的调度机构，各省的电力调度结构，以及负责地市和县域内配电网的地调/县调。与独立调度体系相配合，需要在下游建立独立的电力交易体系，从而以市场交易作为调度约束，从而最大化电力市场的社会收益。目前我国已经建立了国家级的电力交易中心，北京电力交易中心与广州电力交易中心，各省、市、区也建立了省级电力交易中心。未来，我国应探索构建全国性的电力交易中心协会，来协调各级电力交易中心，更好地服务跨区域、跨省电力交易。

二是有效分离的输、配业务。要建立充分竞争的电力批发市场和零售市场，如果输配电业务仅仅做到财务分离或功能分离是不够的，应至少实现法律分离，并逐步实现产权分离，即随着输配环节成本的独立核算，输电和配电相应的定价机制的建立，以及配电网侧运营权的放开，逐步分离输电网与配电网业务与资产，形成独立的输电和配电公司。在实施输配业务的分离的同时还应充分考虑分离后安全稳定供电、输配电网投资、改革成本、技术支持等一系列问题。

三是建立以集中交易为主的市场模式。在现货交易市场构建中重点关注其对于系统安全、供需平衡与市场平稳运行的保障，采取以集中交易为主导的市场竞争模式，以调度交易机构统一管理为基础，对发电实行统一调度。电力现货交易、平衡交易等在统一市场内完成，并要求市场主体在现货市场上报价，以保证市场交易与电力系统实现运行的一致性。

四是建设竞争性辅助服务市场。如调频、调峰、运行备用市场等，确保电网的安全稳定运行。

五是开放的区域性售电市场。保证全体用户“自由选择电力”，赋予用户选择权，对于包括家庭用户的小额用电在内的市场，都需要全面放开准入条件。通过零售竞争可提高电力行业的效率，竞争性的电力零售市场也可以打破电网公司对电力零售业务的垄断。这一系列改革将使价格由市场交易确定，使调度计划与市场需求相一致。

在石油领域：

一是放弃政府指导定价，允许市场化定价。以省为单位，尝试放开政府指导价以及国际油价挂钩标准，允许企业自行定价，将可以使成品油价格反映省级市场的供需环境、竞争状况以及真实成本，释放正确的价格信号。具体而言，要选择竞争主体多元化、监督环境较好的省份逐步试点实施，在一定范围内不设置政府指导价格，让市场竞争决定价格，。在试点进行过程中，通过监测分析研究上限价格放开是否能够明显的降低市场实际价格。

二是全面放开原油进口权。原油进口权和进口原油使用资质放开以来，地方炼厂生产的成品油在市场中的占比有效增加，价格（特别是批发价格）明显回落，能够更好的反应真实成本，发挥价格的市场信号功能。因此，需要在考虑战略储备等因素的基础上，进一步有效放开第三方原油进口，保证市场有效竞争。

三是让地方炼油企业和国有炼油企业在同一平台公平竞争。地方炼油企业的不断发展能够让全国范围内市场集中度下降，从而增强石油领域竞争性，释放更多消费者剩余。地方炼油企业的不断扩张也会刺激国有石油企业加强创新、提升效率。

在天然气领域：

一是放开上游价格管制。我国上游天然气市场需要在供应侧增加竞争并在需求侧理顺价格传导能力由于我国天然气进口无配额限制和贸易权限制，公平准入的第三方输气服务及天然气市场需求的快速增长会使得更多市场主体参与天然气供给。取消现行的门站价格，减少政府相关部门制定和调整门站价格的工作量以及由此可能对市场带来的扭曲。

二是推动中游天然气管道设施的开放接入。天然气管道运输业务属于自然垄断业务，应当在政府严格监管下通过成本监审定价并向第三方开放输气服务。管道独立性是确保向第三方开放的前提，上游供应商应剥离输送管道资产，城市燃气公司应剥离配气资产。考虑到天然气管道运输过程中的对容量和实际运输量的需求不同，适合建立两部制价格分别回收管道固定成本和可变成本，逐步由目前的成本加成定价过渡到两部制定价。

三是建立市场化定价机制。在售气市场引入竞争，允许在同一个市场存在多家售气公司，由用户自由选择。取消非居民对居民的交叉补贴取消非居民供气与居民供气价格双轨制。实现居民用气平均价格反映供气成本，在居民内部实现交叉补贴。可采用居民阶梯气价，对于第一档用气气量，覆盖30%-50%较低用气量居民（通常也是较低收入居民）的日常用气量，并采用较低价格；对于第二档、第三档等用气价格，应逐步提高，从而实现居民内部的交叉补贴。另外，考虑到天然气作为价格波动频繁的大宗能源商品，第一档用气的气价可以通过价格公式绑定国际天然气价格进行浮动定价，并受政府的监督。在极端天气或气源严重短缺的情况下，政府可以强制介入天然气市场，保障居民的基本用气量。

其二，科学进行自然垄断监管。目前，我国对自然垄断电网和燃气公司实施“成本加成”定价，并实行监管，以期达到垄断效率提升的目的，获取改革红利。尽管收益率管制的方法相对简单易操作，但单独使用收益率管制的方法存在很大的潜在弊端。例如，容易导致A-J效应的产生，这已是学术界公认的国际经验。为确保自然垄断市场在政府监管之下有效运转，电网和城市燃气管网市场的改革不能“一改了之”。应当从监管体系的科学建设和监管能力的有效提升两方面强化政府的监管能力，不断提升科学监管的水平。在下一个监管周期可以尝试标尺竞争等更为先进的激励性管制方法。例如，对于各省级电网公司采用“对标”管理，以监管试点为标杆制定“领跑者”输配电价标准，以进一步强化电网企业成本约束，加强内部管理，提高效率，促使各省级电网都向最高效的省级电网看齐。

其三，强化反垄断能力。政府需要加强机制设计和统筹安排：

一是加强市场势力的识别、防范和抑制。加强对市场结构的分析，准确测算市场集中度，设定判断市场势力滥用的方法和参数。扩大市场规模是降低市场集中度直接而有效的方式。例如，推进区域电力市场的建立以囊括更多的企业，扩大市场基数，进而减少其所占据的市场份额。

二是反垄断机构全面介入和监管竞争性能源市场。借鉴国际经验，可采取的监管工具有二：一个是份额管理。依据国内基本情况，设置市场份额上限，对于超过份额上限的市场势力要坚决拆分。另一个是行为管理。对电力市场中利用市场势力操纵价格的行为，设计相应的约束和惩戒机制，并用法规条例的形式呈现，使得监管具有法源支撑。

三是建立健全市场相关法规条例。加大普法宣传力度，严格执法、合理处罚本身就是一种最好的宣传。要让利益相关方加强组织法务学习，知道《反垄断法》是我们国家的经济宪法，覆盖所有地区，覆盖全部所有制类型的企业，覆盖所有的经济活动。

其四，产业政策坚持“谁请客谁买单”。为了全面推进能源价格的市场化改革，需要减少产业政策对能源市场的扭曲。可行的方式是做到“谁请客谁买单”，将对新能源行业的补贴从价格机制之中剥离出来，将价格形成的职能交给市场。如果需要补贴新能源企业，那么就通过设立专项基金等方式对企业直接进行补贴，不要通过保证新能源上网价格这种方式来实现。例如，对于水电行业的补贴应该由水利部设立专项基金来“买单”，对于核电行业补贴应当由中国核工业集团和国资委来“买单”。除此之外，政府产业政策应该促进能源供应的多元化，开放市场，增强能源品之间的竞争程度。政府不应借助产业政策的工具保护低效率的电力或者煤炭产能，这样不利于化解产能过剩问题和长期经济发展。对于一个能源行业，如果国家认为要保护，那请国家给它“穿高跟鞋”，或者给它“戴帽子”。比如要扶持核电，那科技或工业部门出钱，发改委要持可再生能源，也可以出钱给补贴。

其五，逐步取消交叉补贴，还原能源商品属性。考虑到交叉补贴更多的是补贴给高收入人群，同时工商业用户会将其承担的交叉补贴通过成本转嫁转移给低收入人群，恶化低收入人群的福利水平。因此，应逐步取消交叉补贴，开放能源市场，还原能源商品属性。与此同时，变革普惠式的交叉补贴，将其改为定向扶持，使交叉补贴与城乡“低保”制度有机结合，利用现金补贴或能源“消费券”等方式，让居民用能回归商品属性的同时，通过政府之手实现精准的兜底式扶贫工作。

(二) 能源“不可能三角”中的权衡抉择

研究发现，即使完成了这一步改革，整个能源经济体系达到了效率前沿，我们的目标仍然可能难以同时实现。换句话说，当能源劳动生产率实现最大化后，我们仍然可能面临污染减排和能源价格不可兼得的问题；仍然存在相互制约甚至相互矛盾的三大目标将会转变为能源领域硬约束的可能性。“两个一百年”奋斗目标对增长质量和效益的强调，给能源市场效率设定了要求。在既定目标和约束下要实现全社会福利最大化，政府和公众需要第二步——在经济增长规模、企业和家庭的用能成本和治污减排之间权衡取舍。在能源经济体系的效率前沿实现之后，公众和政府为降低污染减少排放，可以：

（1）在能源需求侧，放弃对高耗能产业在生产、运输、消费和进出口等方面的支持，通过降低高耗能产业在经济中的比重来降低能源需求。以牺牲部分GDP、就业和税收为代价，换取污染排放减少的好处。

我国正处于淘汰高耗能产业的有利时机（Adams&Shachmurove,2008）。一方面，中国资本边际报酬率呈现逐渐下降的趋势。这将使得全社会投资开始收紧，高耗能行业这类依靠投资生存的行业发展速度必将放慢。另一方面，随着城镇化和工业化进程的不断推进，基础设施建设、房屋建造与汽车制造等行业开始逐渐饱和，中国对高耗能产品需求的空间下移，高耗能产品产能将逐渐减少。低附加值的高投资、高耗能和高污染行业增速将会自然回落，高耗能行业比重将开始逐渐降低，而“高精尖”的制造业与服务业比重则会开始上升。加强环境治理约束，可以推进能源结构转型（林伯强和李江龙,2015），增大高耗能产业成本，从而实现产业结构的转变。

然而，高耗能产业在我国经济增长中发挥了重要作用，2000年至2014年我国六大高耗能产业增加值年均复合增长率达到15.3%，远高于同期我国工业增加值增长速度（10.7%）和GDP增长速度（11.5%），是我国经济增长的重要推动力之一。削减高耗能产业比重，在降低能耗、减少污染的同时，也意味着经济增速放缓。政府和民众需要在经济增长和能源供应充足中作出选择。

（2）在能源供给侧，继续提升非化石能源或者相对清洁的天然气的比重。提升光伏、风电、水电和核电的比重需要额外的系统成本，提升天然气比重不仅会提升用能成本，还需要应对能源数量冲击。改善能源供给结构是以牺牲企业竞争力和家庭用能成本为代价，换取污染排放减少的好处。

推进绿色电力证书（简称绿证）交易制度，落实可再生能源发电配额制是减少环境污染和温室气体排放的有效手段，已经在全球多个国家累积了丰富的实践经验。在配额制下，各地区可以通过购买绿证和自建装机两种方式提高非水可再生能源电力消纳，完成配额制目标。经过较为保守的计算，在可再生能源配额目标下，可以减少约3.674亿吨二氧化碳排放。

然而，提升可再生能源比例带来的成本的增加无法避免。首先，购买绿证仍然需要承担绿色电力的高成本。2018年2月22日至3月17日的绿证交易价格数据显示，绿色电力的单位购买成本平均为0.192元/千瓦时。用电成本将仍然高于消费火电的成本。其次，随着可再生能源配额制的实行，绿证的需求上升将吸引高价的光伏绿证进入市场，抬高部分企业和居民的用能成本。再次，绿证的不可交易性导致高成本地区和用户只能以更高的成本完成可再生能源配额目标。

（3）在能源供给侧，继续提升化石能源的质量，降低化石能源的污染。继续提升成品油标准，督察脱硫脱硝实施等。这一做法是以上升的能源成本，换取污染排放减少的好处。

煤炭占我国能源供给结构中的主体地位，在可预见的将来是不会改变的。因此，煤炭的清洁化利用是环境污染治理的“重头戏”。2014年7月我国燃煤脱硫机组4467台，总装机容量约7.5亿千瓦，约占总装机容量的91.6%；烟气脱硝机组1135台，总装机为4.3亿千瓦时，约占总装机容量的50%。可以看到，目前我国脱硝设备的安装率仍然较低，为了减少燃煤机组对环境造成的污染，仍需加强对燃煤机组的改造升级，倒逼小机组退出市场。然而，由于通过燃煤机组发电或制造化工原料等行业都处在产业链的上端，因此随着上游产业成本提高，将原先对社会造成的负外部性内部化，环境治理的成本也会在价格中显现，最终传导到居民端。相似的情况在成品油市场中也有体现。2017年我国成品油全面由国四标准升级到国五标准，而北京则从京五标准升级到京六标准。油品技术标准提高可缓解汽车尾气污染、减少雾霾天气。但北京居民需要承担更高的成品油价格，以享受更清洁的成品油。

公众和政府实施上述权衡抉择，将会确定我们在能源“不可能三角”中的位置。然而，权衡抉择背后其实是巨大的利益调整，难度极大。因此，需要重大的配套措施。为了减缓能源成本上升的压力、减轻政府的负担并保障能源供应安全，我们考虑以下配套措施：

第一，推进能源领域配套财政改革。一是提升环境税征收标准，并由中央统筹使环境税额符合最优税收安排的原则，这将可以尽可能减少环境税导致的市场扭曲。二是将成品油消费税彻底改为增值税，并实施增值税率差异化改革。将部分含碳商品的增值税率调节至30%，同时将非含碳商品的增值税下调至9%，可以在基本保障税收规模稳定的同时减少污染型商品的生产和消费，同时为环境友好型的企业和居民减轻税收负担，实现经济性和环境保护的统一。此外，为了实现含碳商品内部依照排放强度差异化征税的目的，需要开设补充性碳税。对于即将全国推行的碳市场，设计动态碳配额机制和碳配额拍卖机制，使减排压力合理分配到边际成本较低的企业。

第二，推动构建国际能源新秩序。基于我国能源禀赋和能源生产能力的现实，在可预见的将来我国能源进口依存度不断上升的趋势仍将持续。因此，构建国际能源新秩序的目的，就是保障我国海外稳定的能源供给，并能在稳定的价格区间进行消费，减缓国际能源价格波动。首先，是认清中国在国际能源市场中作为主要买家之一的定位，与其他主要能源进口国建立广泛的合作关系，包括与日本、韩国等能源进口大国建立合作关系；与印度等新兴能源需求大国建立合作关系；与IEA等能源国际组织建立合作关系。此外，与海湾阿拉伯国家、俄罗斯、澳大利亚等主要能源出口国建立进出口合作关系，合理分配能源贸易带来的消费者剩余和生产者剩余。最后，需要制定更科学的海外投资策略，全面评估海外项目面临的政治、外汇、自然等风险因素，以及环境保护标准、劳工保护标准、产业政策变动等政策因素，提升海外投资的科学性，保障海外能源权益。