二、能源体制改革进展

1.能源市场体系

（1）油气体制改革迈出实质性步伐

《关于深化石油天然气体制改革的若干意见》绘就油气体制改革宏伟蓝图，推动油气体制改革进入新阶段。上游勘探开发有序放开，油气管网独立运营，进口原油“双权”陆续放开，石油天然气交易中心建立，油气价格进一步市场化。

改革油气管网运营机制，实现管输和销售业务分离。2019年3月，中央全面深化改革委员会第七次会议审议通过《石油天然气管网运营机制改革实施意见》，强调推动石油天然气管网运营机制改革，组建国有资本控股、投资主体多元化的石油天然气管网公司。2019年12月，国家石油天然气管网集团有限公司正式挂牌成立。广东、海南、湖北、湖南、福建等省级天然气管网以多种形式融入国家管网，“全国一张网”基本成形。

全面开放油气勘查探采市场。2012年，我国首次就页岩气探矿权公开向社会招标，拉开了国内页岩气勘查开发领域向各类投资主体全部开放的序幕。2019年，《中共中央国务院关于营造更好发展环境支持民营企业改革发展的意见》明确支持民营企业进入油气勘探开发领域。随着2020年自然资源部发布《关于推进矿产资源管理改革若干事项的意见（试行）》，石油天然气上游勘探开发向外资和民企敞开大门，形成以国家石油企业为主体、多种经济成分参与的油气勘查开采市场格局。

完善油气进出口管理体制。2015年，国家发展改革委、商务部分别下发《国家发展改革委关于进口原油使用管理有关问题的通知》和《关于原油加工企业申请非国营贸易进口资格有关工作的通知》，对进口原油使用权和原油进口权陆续放开，油气改革“破垄断”开始提速。

搭建油气交易平台。我国陆续组建了上海石油天然气交易中心、重庆石油天然气交易中心、深圳天然气交易中心、浙江天然气交易市场有限公司等油气现货交易平台，同时在上海国际能源交易中心上市了我国第一个国际化期货品种SC原油期货。

（2）电力市场化改革进入深水区

伴随着《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》等一系列电力体制改革政策文件的发布，电力体制改革取得新进展，发用电计划有序放开，加快构建全国统一的电力市场，市场化交易电量占比超过60％。

建设中长期交易、现货交易等电能量交易和辅助服务交易相结合的电力市场。2022年4月，《中共中央国务院关于加快建设全国统一大市场的意见》正式发布，将能源和生态环境市场纳入统一要素和资源市场体系，提出了“结合实现碳达峰碳中和目标任务，有序推进全国能源市场建设”“健全多层次统一电力市场体系”等改革举措。目前，我国已初步形成在空间范围上覆盖省间、省内，在时间周期上覆盖多年、年度、月度、月内的中长期交易及日前、日内现货交易，在交易标的上覆盖电能量、辅助服务、合同、可再生能源消纳权重等交易品种的全市场体系结构。

组建并规范化建设电力交易机构。2018年，全国所有省份均建立了电力交易机构，北京、广州2个区域性电力交易中心组建完成，成立了全国电力交易机构联盟。2020年，《关于推进电力交易机构独立规范运行的实施意见》发布，进一步深化细化电力交易机构改革相关政策，电力交易机构股份制改造提速。

稳步推进售电侧改革。2021年发布的《售电公司管理办法》，明确售电公司注册条件、注册程序及相关权利与义务等内容。相较于2016年出台的《售电公司准入与退出管理办法》，《售电公司管理办法》更加注重促进售电市场的公平竞争以及售电公司的动态管理和风险管理。截至2022年底，全国共推出5批459个增量配电业务改革试点项目，在电力交易机构注册的售电公司约5000家。

全面放开经营性电力用户发用电计划。2019年出台的《关于全面放开经营性电力用户发用电计划的通知》提出，全面放开经营性电力用户发用电计划，支持中小用户参与市场化交易，全面放开价格形成机制。这进一步提高了电力交易的市场化程度。

（3）煤炭交易市场不断完善

2012年12月，国务院发布《关于深化电煤市场化改革的指导意见》，提出培育和发展全国煤炭交易的市场体系。2014年5月，国家发展改革委印发《关于深入推进煤炭交易市场体系建设的指导意见的通知》，公布了全国性煤炭交易市场建设计划，拟逐步培育建成2～3个全国性煤炭交易市场，成立全国煤炭交易市场体系建设协调机制。2020年10月28日，首个国家级平台——全国煤炭交易中心在北京正式开业运营。它是由国家发展改革委推动，中国国家铁路集团有限公司联合煤炭、电力、钢铁、港口、地方交易中心等35家煤炭上下游优势企业成立的“政府主导、市场运作”的唯一全国性煤炭交易市场。全国煤炭交易中心的建立是国家解决煤炭和下游行业多年以来的突出矛盾的重要举措。

（4）碳市场建设大力推进

我国将全国碳排放权交易市场建设作为落实碳达峰、碳中和目标的重要政策工具和推动绿色低碳发展的重要引擎。2021年7月16日，全国碳市场正式启动，第一个履约周期为2021年全年，纳入发电行业重点排放单位2162家，覆盖约45亿吨二氧化碳排放量，是全球覆盖二氧化碳排放量最大的碳市场。2022年全年，全国碳市场碳排放配额（CEA）总成交量逾5088.9万吨，总成交额28.14亿元。截至2022年底，全国碳市场碳排放配额累计成交量2.3亿吨，累计成交额104.8亿元，通过有效发挥市场机制的激励约束作用，控制温室气体排放，推动绿色低碳发展。

2.能源价格机制

党的十八大以来，能源资源领域价格市场化改革深入推进。有序放开竞争性环节价格，科学核定自然垄断环节价格，出台了输配电、天然气管网等领域价格管理和成本监审办法，建立起约束和激励相结合的垄断行业价格监管制度。主要由市场决定价格的机制已基本确立。

（1）油气价格逐步迈向市场化

健全成品油价格市场化调整机制。国家发展改革委2013年发布的《关于进一步完善成品油价格形成机制的通知》，将成品油计价和调价周期由现行22个工作日缩短至10个工作日，同时取消依照国际市场油平均价格波动4％的调价幅度限制，成品油价格机制进一步接近市场化。2016年，国家发展改革委发布的《关于进一步完善成品油价格形成机制有关问题的通知》，建立了“油价调控风险准备金”，设定了被称为“天花板”（130美元/桶）和“地板价”（40美元/桶）的成品油价格调控上下限。

推进天然气价格市场化进程。我国天然气价格市场化改革在2005年开启，实现了天然气出厂价统一实行政府指导价。按照“管住中间、放开两头”的总体思路，采取“先非居民后居民”“先试点后推广”“先增量后存量”“边理顺边放开”的实施步骤，加快推进天然气价格市场化改革、快速提高气源和销售等竞争性环节价格市场化程度。

2015年，国家发展改革委印发《关于理顺非居民用天然气价格的通知》《关于降低非居民用天然气门站价格并进一步推进价格市场化改革的通知》，实现增量、存量气价格并轨。2016年，《天然气管道运输价格管理办法（试行）》和《天然气管道运输定价成本监审办法（试行）》出台，改革了管道运输价格机制。2017年，完成首次天然气跨省管道定价成本监审和价格核定工作，并出台意见指导各地加强城镇燃气配送环节价格监管。至此，我国基本构建起天然气长输、短输、配气等垄断环节全产业链价格监管制度框架。2017年，《加快推进天然气利用的意见》出台，明确进一步完善居民用气定价机制。2018年，出台理顺居民用气价格方案，实现与非居民用气价格机制相衔接，全面建立起反映市场供求状况和资源稀缺程度的弹性价格机制。在上游经营主体多元化和基础设施第三方公平接入实现后，适时放开气源和销售价格，推进天然气发电价格市场化。截至2020年，80％以上的消费气量门站价格由供需双方协商和市场主导形成，完全市场化定价的资源占比从2015年的不到10％提高到2020年的45％。

此外，我国首次专门就接收站气化服务价格制定政策文件。2015年，接收站气化服务价格制定权由中央下放至省级价格主管部门。2022年5月，《关于完善进口液化天然气接收站气化服务定价机制的指导意见》发布，明确了气化服务价格定义及内涵，将气化服务价格由政府定价转为政府指导价，实行最高上限价格管理，鼓励“一省份一最高限价”，并明确按照“准许成本加合理收益”的方法制定最高气化服务价格。

（2）电力价格改革加快推进

合理制定电网输配价格。目前，我国基本建立了覆盖跨省跨区输电工程、区域电网、省级电网、地方电网、增量配电网的全环节输配电价格监管制度框架，基本确立以“准许成本+合理收益”为核心的输配电价监管制度框架。

形成跨省跨区送电价格。2015年，国家发展改革委发布了《关于完善跨省跨区电能交易价格形成机制有关问题的通知》，明确了跨省跨区送电由送受电双方按照“风险共担、利益共享”原则平等协商或通过市场化交易方式确定送受电量和价格，鼓励通过招标等竞争方式确定新建跨省跨区送电项目业主和电价，并通过长期合同形式予以明确。对于暂时还不能完全放开的上网电价，实施更加透明和市场化的管理方式。

深化燃煤发电上网电价机制改革。2012年发布的《国务院办公厅关于深化电煤市场化改革的指导意见》提出，自2013年起，取消重点合同，取消电煤价格双轨制。从2020年1月1日起取消煤电价格联动机制，将此前的标杆上网电价机制改为“基准价+上下浮动”的市场化机制，正式结束了自2002年以来厂网分开沿用的以“标杆电价”确定同省区煤电机组上网电价的方式以及实施了15年之久的“煤电价格联动机制”。2021年印发的《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》明确，有序放开全部燃煤发电电量上网电价与工商业用户用电价格，将电价浮动范围扩大至在基准价基础上上下浮动不超过20％，高耗能企业不限，真正构建起“能涨能跌”的市场化电价机制，实现了上网电价、用户电价通过市场化方式有效联动。

完善风电、光伏发电上网电价政策。2016年，启动标杆上网电价退坡机制，逐步下调标杆上网电价水平，连续进行四次下调。2018年，将风电标杆上网电价和集中式光伏电站标杆上网电价改为指导价，开始推行通过竞争方式配置和确定上网电价机制。2019年，调整为指导价加竞争性招标确定上网电价的机制。2019年1月，我国出台《关于积极推进风电、光伏发电无补贴平价上网有关工作的通知》，从12个方面提出了推进风电、光伏发电平价上网试点项目建设的有关要求和支持政策措施。自2021年起，我国新建风电、光伏发电项目全面实现平价上网。此外，完善水电、核电、天然气发电、抽水蓄能价格形成机制，实行标杆上网电价、两部制电价政策；建立尖峰电价机制，完善分时电价机制。

全面实行居民用电用气阶梯价格制度。2014年，印发《关于建立健全居民生活用气阶梯价格制度的指导意见》，部署建立健全居民生活用气阶梯价格制度，并将居民用气划分为三档。2015年，全面建立居民用气阶梯价格制度。至此，我国居民水电气“阶梯式定价”制度全面实行。

（3）煤炭市场价格形成机制进一步完善

党的十八大以来，我国煤炭价格市场化改革不断推进。2012年12月发布的《国务院办公厅关于深化电煤市场化改革的指导意见》要求更大程度更广范围发挥市场在资源配置中的基础性作用，随后在2013年实施电煤价格并轨，煤炭价格全面实现市场化。为明确价格合理区间、强化区间调控，引导煤炭价格在合理区间运行，国家发展改革委在2022年先后印发了《关于进一步完善煤炭市场价格形成机制的通知》和《关于明确煤炭领域经营者哄抬价格行为的公告》，前者提出了煤炭中长期交易价格合理区间，后者实质上明确了煤炭现货价格合理区间，两份文件构建了煤炭价格预期引导和调控监管的闭环机制。

3.供热体制改革

一直以来，我国供热计价多采用按取暖面积收费的方式，这种供暖方式存在一定的弊端。在1999年颁布的《民用建筑节能管理规定》中，首次纳入分户热计量技术与装置。

2003年8月，由建设部、国家发展改革委等八部委制定的《关于城镇供热体制改革试点工作的指导意见》下发全国，确定了城镇供热体制改革的4个基本思路。主要包括停止福利供热，谁采暖、谁缴费；老百姓用多少热、交多少费，逐步取消按面积计收热费，推行按用热量分户计量收费的办法；在行业中引入竞争机制；完善社会保障制度等。

随着供热体制改革工作的推进，2005年10月，国家发展改革委与建设部联合印发《关于建立煤热价格联动机制的指导意见》。2005年12月，八部委再次联合出台《关于进一步推进城镇供热体制改革的意见》，明确了改革的指导思想、基本原则和近期工作重点。2006年6月，建设部印发《关于推进供热计量的实施意见》。2007年6月，国家发展改革委与建设部推出《城市供热价格管理暂行办法》。

按照八部委的文件精神，我国城镇供热体制改革的主要方向是停止福利性供热，按照“谁用热、谁负担”的原则，实行用热的商品化与货币化，进而建立城镇供热的市场化运行机制。为此要通过暗补改明补，明确用热缴费主体；采取供热计量收费，推动供热节能；改革和完善供热价格体制，为整个供热体制改革与行业发展提供条件。具体安排是：

第一，各地要用两年（2006—2008年）左右时间，完成热费制度的改革，实现供热的商品化、货币化。

第二，2006年，开展非节能建筑节能和采暖系统热计量改造试点，“十一五”期间大城市要完成热计量改造的35％，中等城市完成25％，小城市完成15％。

第三，2006年采暖季前，各地应选择一定数量的政府机构办公楼等建筑进行供热计量改造；2008年采暖季前，政府机构办公楼等建筑原则上应全部完成供热计量改造，达到热计量的要求。

第四，新建供热系统必须满足热计量技术要求，既有供热系统原则上应在2～4年内通过技术改造达到热计量要求。

但后续改革并没有大面积推开。2010年3月，住房和城乡建设部等发布了《关于进一步推进供热计量改革工作的意见》，提出从2010年开始，北方采暖地区新竣工建筑及完成供热计量改造的既有居住建筑，取消以面积计价的收费方式，实行按用热量计价的收费方式。改革后将实行两部制热价（基本费+用热费）制度，基本费按面积收取，以支付供热设施建设成本，可将两部制热价中按面积收取的基本热价比例暂按30％执行。

2017年，国家发展改革委公布《关于进一步加强垄断行业价格监管的意见》，提出下一步将推进北方地区清洁供暖，落实煤热、气热价格联动机制，开展供热成本监审，按照“多用热、多付费”原则，逐步推行基本热价和计量热价相结合的两部制热价制度。

总体来看，与煤电油气等领域的体制改革相比，供热体制改革进展比较缓慢，与政策要求相差较大。