二、能源體制改革進展

1.能源市場體系

（1）油氣體制改革邁出實質性步伐

《關于深化石油天然氣體制改革的若干意見》繪就油氣體制改革宏偉藍圖，推動油氣體制改革進入新階段。上游勘探開發有序放開，油氣管網獨立運營，進口原油“雙權”陸續放開，石油天然氣交易中心建立，油氣價格進一步市場化。

改革油氣管網運營機制，實現管輸和銷售業務分離。2019年3月，中央全面深化改革委員會第七次會議審議通過《石油天然氣管網運營機制改革實施意見》，強調推動石油天然氣管網運營機制改革，組建國有資本控股、投資主體多元化的石油天然氣管網公司。2019年12月，國家石油天然氣管網集團有限公司正式掛牌成立。廣東、海南、湖北、湖南、福建等省級天然氣管網以多種形式融入國家管網，“全國一張網”基本成形。

全面開放油氣勘查探采市場。2012年，我國首次就頁巖氣探礦權公開向社會招標，拉開了國內頁巖氣勘查開發領域向各類投資主體全部開放的序幕。2019年，《中共中央國務院關于營造更好發展環境支持民營企業改革發展的意見》明確支持民營企業進入油氣勘探開發領域。隨著2020年自然資源部發布《關于推進礦產資源管理改革若干事項的意見（試行）》，石油天然氣上游勘探開發向外資和民企敞開大門，形成以國家石油企業為主體、多種經濟成分參與的油氣勘查開采市場格局。

完善油氣進出口管理體制。2015年，國家發展改革委、商務部分別下發《國家發展改革委關于進口原油使用管理有關問題的通知》和《關于原油加工企業申請非國營貿易進口資格有關工作的通知》，對進口原油使用權和原油進口權陸續放開，油氣改革“破壟斷”開始提速。

搭建油氣交易平臺。我國陸續組建了上海石油天然氣交易中心、重慶石油天然氣交易中心、深圳天然氣交易中心、浙江天然氣交易市場有限公司等油氣現貨交易平臺，同時在上海國際能源交易中心上市了我國第一個國際化期貨品種SC原油期貨。

（2）電力市場化改革進入深水區

伴隨著《關于進一步深化電力體制改革的若干意見》等一系列電力體制改革政策文件的發布，電力體制改革取得新進展，發用電計劃有序放開，加快構建全國統一的電力市場，市場化交易電量占比超過60％。

建設中長期交易、現貨交易等電能量交易和輔助服務交易相結合的電力市場。2022年4月，《中共中央國務院關于加快建設全國統一大市場的意見》正式發布，將能源和生態環境市場納入統一要素和資源市場體系，提出了“結合實現碳達峰碳中和目標任務，有序推進全國能源市場建設”“健全多層次統一電力市場體系”等改革舉措。目前，我國已初步形成在空間范圍上覆蓋省間、省內，在時間周期上覆蓋多年、年度、月度、月內的中長期交易及日前、日內現貨交易，在交易標的上覆蓋電能量、輔助服務、合同、可再生能源消納權重等交易品種的全市場體系結構。

組建并規范化建設電力交易機構。2018年，全國所有省份均建立了電力交易機構，北京、廣州2個區域性電力交易中心組建完成，成立了全國電力交易機構聯盟。2020年，《關于推進電力交易機構獨立規范運行的實施意見》發布，進一步深化細化電力交易機構改革相關政策，電力交易機構股份制改造提速。

穩步推進售電側改革。2021年發布的《售電公司管理辦法》，明確售電公司注冊條件、注冊程序及相關權利與義務等內容。相較于2016年出臺的《售電公司準入與退出管理辦法》，《售電公司管理辦法》更加注重促進售電市場的公平競爭以及售電公司的動態管理和風險管理。截至2022年底，全國共推出5批459個增量配電業務改革試點項目，在電力交易機構注冊的售電公司約5000家。

全面放開經營性電力用戶發用電計劃。2019年出臺的《關于全面放開經營性電力用戶發用電計劃的通知》提出，全面放開經營性電力用戶發用電計劃，支持中小用戶參與市場化交易，全面放開價格形成機制。這進一步提高了電力交易的市場化程度。

（3）煤炭交易市場不斷完善

2012年12月，國務院發布《關于深化電煤市場化改革的指導意見》，提出培育和發展全國煤炭交易的市場體系。2014年5月，國家發展改革委印發《關于深入推進煤炭交易市場體系建設的指導意見的通知》，公布了全國性煤炭交易市場建設計劃，擬逐步培育建成2～3個全國性煤炭交易市場，成立全國煤炭交易市場體系建設協調機制。2020年10月28日，首個國家級平臺——全國煤炭交易中心在北京正式開業運營。它是由國家發展改革委推動，中國國家鐵路集團有限公司聯合煤炭、電力、鋼鐵、港口、地方交易中心等35家煤炭上下游優勢企業成立的“政府主導、市場運作”的唯一全國性煤炭交易市場。全國煤炭交易中心的建立是國家解決煤炭和下游行業多年以來的突出矛盾的重要舉措。

（4）碳市場建設大力推進

我國將全國碳排放權交易市場建設作為落實碳達峰、碳中和目標的重要政策工具和推動綠色低碳發展的重要引擎。2021年7月16日，全國碳市場正式啟動，第一個履約周期為2021年全年，納入發電行業重點排放單位2162家，覆蓋約45億噸二氧化碳排放量，是全球覆蓋二氧化碳排放量最大的碳市場。2022年全年，全國碳市場碳排放配額（CEA）總成交量逾5088.9萬噸，總成交額28.14億元。截至2022年底，全國碳市場碳排放配額累計成交量2.3億噸，累計成交額104.8億元，通過有效發揮市場機制的激勵約束作用，控制溫室氣體排放，推動綠色低碳發展。

2.能源價格機制

黨的十八大以來，能源資源領域價格市場化改革深入推進。有序放開競爭性環節價格，科學核定自然壟斷環節價格，出臺了輸配電、天然氣管網等領域價格管理和成本監審辦法，建立起約束和激勵相結合的壟斷行業價格監管制度。主要由市場決定價格的機制已基本確立。

（1）油氣價格逐步邁向市場化

健全成品油價格市場化調整機制。國家發展改革委2013年發布的《關于進一步完善成品油價格形成機制的通知》，將成品油計價和調價周期由現行22個工作日縮短至10個工作日，同時取消依照國際市場油平均價格波動4％的調價幅度限制，成品油價格機制進一步接近市場化。2016年，國家發展改革委發布的《關于進一步完善成品油價格形成機制有關問題的通知》，建立了“油價調控風險準備金”，設定了被稱為“天花板”（130美元/桶）和“地板價”（40美元/桶）的成品油價格調控上下限。

推進天然氣價格市場化進程。我國天然氣價格市場化改革在2005年開啟，實現了天然氣出廠價統一實行政府指導價。按照“管住中間、放開兩頭”的總體思路，采取“先非居民后居民”“先試點后推廣”“先增量后存量”“邊理順邊放開”的實施步驟，加快推進天然氣價格市場化改革、快速提高氣源和銷售等競爭性環節價格市場化程度。

2015年，國家發展改革委印發《關于理順非居民用天然氣價格的通知》《關于降低非居民用天然氣門站價格并進一步推進價格市場化改革的通知》，實現增量、存量氣價格并軌。2016年，《天然氣管道運輸價格管理辦法（試行）》和《天然氣管道運輸定價成本監審辦法（試行）》出臺，改革了管道運輸價格機制。2017年，完成首次天然氣跨省管道定價成本監審和價格核定工作，并出臺意見指導各地加強城鎮燃氣配送環節價格監管。至此，我國基本構建起天然氣長輸、短輸、配氣等壟斷環節全產業鏈價格監管制度框架。2017年，《加快推進天然氣利用的意見》出臺，明確進一步完善居民用氣定價機制。2018年，出臺理順居民用氣價格方案，實現與非居民用氣價格機制相銜接，全面建立起反映市場供求狀況和資源稀缺程度的彈性價格機制。在上游經營主體多元化和基礎設施第三方公平接入實現后，適時放開氣源和銷售價格，推進天然氣發電價格市場化。截至2020年，80％以上的消費氣量門站價格由供需雙方協商和市場主導形成，完全市場化定價的資源占比從2015年的不到10％提高到2020年的45％。

此外，我國首次專門就接收站氣化服務價格制定政策文件。2015年，接收站氣化服務價格制定權由中央下放至省級價格主管部門。2022年5月，《關于完善進口液化天然氣接收站氣化服務定價機制的指導意見》發布，明確了氣化服務價格定義及內涵，將氣化服務價格由政府定價轉為政府指導價，實行最高上限價格管理，鼓勵“一省份一最高限價”，并明確按照“準許成本加合理收益”的方法制定最高氣化服務價格。

（2）電力價格改革加快推進

合理制定電網輸配價格。目前，我國基本建立了覆蓋跨省跨區輸電工程、區域電網、省級電網、地方電網、增量配電網的全環節輸配電價格監管制度框架，基本確立以“準許成本+合理收益”為核心的輸配電價監管制度框架。

形成跨省跨區送電價格。2015年，國家發展改革委發布了《關于完善跨省跨區電能交易價格形成機制有關問題的通知》，明確了跨省跨區送電由送受電雙方按照“風險共擔、利益共享”原則平等協商或通過市場化交易方式確定送受電量和價格，鼓勵通過招標等競爭方式確定新建跨省跨區送電項目業主和電價，并通過長期合同形式予以明確。對于暫時還不能完全放開的上網電價，實施更加透明和市場化的管理方式。

深化燃煤發電上網電價機制改革。2012年發布的《國務院辦公廳關于深化電煤市場化改革的指導意見》提出，自2013年起，取消重點合同，取消電煤價格雙軌制。從2020年1月1日起取消煤電價格聯動機制，將此前的標桿上網電價機制改為“基準價+上下浮動”的市場化機制，正式結束了自2002年以來廠網分開沿用的以“標桿電價”確定同省區煤電機組上網電價的方式以及實施了15年之久的“煤電價格聯動機制”。2021年印發的《關于進一步深化燃煤發電上網電價市場化改革的通知》明確，有序放開全部燃煤發電電量上網電價與工商業用戶用電價格，將電價浮動范圍擴大至在基準價基礎上上下浮動不超過20％，高耗能企業不限，真正構建起“能漲能跌”的市場化電價機制，實現了上網電價、用戶電價通過市場化方式有效聯動。

完善風電、光伏發電上網電價政策。2016年，啟動標桿上網電價退坡機制，逐步下調標桿上網電價水平，連續進行四次下調。2018年，將風電標桿上網電價和集中式光伏電站標桿上網電價改為指導價，開始推行通過競爭方式配置和確定上網電價機制。2019年，調整為指導價加競爭性招標確定上網電價的機制。2019年1月，我國出臺《關于積極推進風電、光伏發電無補貼平價上網有關工作的通知》，從12個方面提出了推進風電、光伏發電平價上網試點項目建設的有關要求和支持政策措施。自2021年起，我國新建風電、光伏發電項目全面實現平價上網。此外，完善水電、核電、天然氣發電、抽水蓄能價格形成機制，實行標桿上網電價、兩部制電價政策；建立尖峰電價機制，完善分時電價機制。

全面實行居民用電用氣階梯價格制度。2014年，印發《關于建立健全居民生活用氣階梯價格制度的指導意見》，部署建立健全居民生活用氣階梯價格制度，并將居民用氣劃分為三檔。2015年，全面建立居民用氣階梯價格制度。至此，我國居民水電氣“階梯式定價”制度全面實行。

（3）煤炭市場價格形成機制進一步完善

黨的十八大以來，我國煤炭價格市場化改革不斷推進。2012年12月發布的《國務院辦公廳關于深化電煤市場化改革的指導意見》要求更大程度更廣范圍發揮市場在資源配置中的基礎性作用，隨后在2013年實施電煤價格并軌，煤炭價格全面實現市場化。為明確價格合理區間、強化區間調控，引導煤炭價格在合理區間運行，國家發展改革委在2022年先后印發了《關于進一步完善煤炭市場價格形成機制的通知》和《關于明確煤炭領域經營者哄抬價格行為的公告》，前者提出了煤炭中長期交易價格合理區間，后者實質上明確了煤炭現貨價格合理區間，兩份文件構建了煤炭價格預期引導和調控監管的閉環機制。

3.供熱體制改革

一直以來，我國供熱計價多采用按取暖面積收費的方式，這種供暖方式存在一定的弊端。在1999年頒布的《民用建筑節能管理規定》中，首次納入分戶熱計量技術與裝置。

2003年8月，由建設部、國家發展改革委等八部委制定的《關于城鎮供熱體制改革試點工作的指導意見》下發全國，確定了城鎮供熱體制改革的4個基本思路。主要包括停止福利供熱，誰采暖、誰繳費；老百姓用多少熱、交多少費，逐步取消按面積計收熱費，推行按用熱量分戶計量收費的辦法；在行業中引入競爭機制；完善社會保障制度等。

隨著供熱體制改革工作的推進，2005年10月，國家發展改革委與建設部聯合印發《關于建立煤熱價格聯動機制的指導意見》。2005年12月，八部委再次聯合出臺《關于進一步推進城鎮供熱體制改革的意見》，明確了改革的指導思想、基本原則和近期工作重點。2006年6月，建設部印發《關于推進供熱計量的實施意見》。2007年6月，國家發展改革委與建設部推出《城市供熱價格管理暫行辦法》。

按照八部委的文件精神，我國城鎮供熱體制改革的主要方向是停止福利性供熱，按照“誰用熱、誰負擔”的原則，實行用熱的商品化與貨幣化，進而建立城鎮供熱的市場化運行機制。為此要通過暗補改明補，明確用熱繳費主體；采取供熱計量收費，推動供熱節能；改革和完善供熱價格體制，為整個供熱體制改革與行業發展提供條件。具體安排是：

第一，各地要用兩年（2006—2008年）左右時間，完成熱費制度的改革，實現供熱的商品化、貨幣化。

第二，2006年，開展非節能建筑節能和采暖系統熱計量改造試點，“十一五”期間大城市要完成熱計量改造的35％，中等城市完成25％，小城市完成15％。

第三，2006年采暖季前，各地應選擇一定數量的政府機構辦公樓等建筑進行供熱計量改造；2008年采暖季前，政府機構辦公樓等建筑原則上應全部完成供熱計量改造，達到熱計量的要求。

第四，新建供熱系統必須滿足熱計量技術要求，既有供熱系統原則上應在2～4年內通過技術改造達到熱計量要求。

但后續改革并沒有大面積推開。2010年3月，住房和城鄉建設部等發布了《關于進一步推進供熱計量改革工作的意見》，提出從2010年開始，北方采暖地區新竣工建筑及完成供熱計量改造的既有居住建筑，取消以面積計價的收費方式，實行按用熱量計價的收費方式。改革后將實行兩部制熱價（基本費+用熱費）制度，基本費按面積收取，以支付供熱設施建設成本，可將兩部制熱價中按面積收取的基本熱價比例暫按30％執行。

2017年，國家發展改革委公布《關于進一步加強壟斷行業價格監管的意見》，提出下一步將推進北方地區清潔供暖，落實煤熱、氣熱價格聯動機制，開展供熱成本監審，按照“多用熱、多付費”原則，逐步推行基本熱價和計量熱價相結合的兩部制熱價制度。

總體來看，與煤電油氣等領域的體制改革相比，供熱體制改革進展比較緩慢，與政策要求相差較大。