資源性產品價改在即

　　新方案很可能將已經或即將在多個領域推開的價格改革拉回到原點——即固化舊有的以成本加收益確定的政府定價模式

　　□ 本刊特約作者 李宛蓉/文

　　12月22日，北京市發改委召開民用天然氣價格調整的聽證會。根據燃氣集團上報的調價方案，北京民用天然氣的價格每立方米將上調0.15元。與之同時報批的，還有一項天然氣價格聯動機制。

　　按照這一新機制，在規定的期限內，民用天然氣銷售價格將隨著上游天然氣的價格同時調整，而不必另行召開聽證會。

　　但是，這只是一場即將到來的“資源性產品價格改革”的序曲。“這次必須漲價了。再不漲，就趕不上下一輪的天然氣出廠價調整了。”北京市發改委的一位負責人談及此次漲價時指出。

　　記者獲知，國家發改委價格司起草的資源性產品價格改革的方案——《關于深化價格改革促進資源節約和環境保護的意見》(下稱《意見》)已獲得發改委主任辦公會議的原則通過，在繼續征求地方意見后，即將上報國務院。如果獲國務院同意，中國的資源性產品價格將在2007年之后面臨一場全面調整。

　　按照這一方案，資源性產品價格的改革將從水、石油、電力、天然氣、煤炭、土地等領域展開，并提高排污費、污水處理費和垃圾處理費的征收標準。整套方案的最大變化在于，把環境治理成本和資源枯竭后的退出成本計入上述產品的定價中——如果辦法通過，意味著相關產品即將迎來一輪大提價。

　　從保護環境和節約資源角度出發而制訂的“價改”新方案，在業內外已引起不小爭議。一些專家指出，新方案實際上很可能將已經或即將在多個領域推開的價格改革拉回到原點——即固化舊有的以成本加收益確定的政府定價模式。

　　例如煤炭，價格自上世紀90年代初已逐漸放開，從政府控制變為主要由市場定價；而形成市場化的電力價格，亦為2002年通過的電力體制改革方案的目標之一。

　　“讓價格杠桿起作用”

　　發改委提出資源性產品價格改革的思路，很大程度上基于能源形勢的壓力。

　　在2005年10月召開的中共十六屆五中全會上，能源問題被提到前所未有的高度。會議提出，要實現2010年人均國內生產總值比2000年翻一番，單位國內生產總能源消耗比“十五”(2001年-2005年)期末降低20%左右。

　　但在“十一五”(2006年-2010年)的第一年，上半年全國單位GDP能耗和主要污染物的排放量均不降反升；前三季度統計，中國萬元國內生產總值能耗僅下降0.5%，而煤炭和電力生產增速仍高于GDP增速，主要污染物排放量繼續攀升，要完成全年能耗降低4%的目標難度很大。

　　12月9日召開的全國發展和改革工作會議上，發改委主任馬凱指出，中國節能減排的形勢嚴峻。“如果明年節能降耗和污染減排目標仍然完不成，不僅影響‘十一五’規劃目標的實現，也會對長遠發展帶來不利影響。”

　　發改委主管價格的副主任畢井泉則表示，造成中國資源和環境約束矛盾突出的一個重要原因是：中國資源產品價格偏低，既沒有反映資源的稀缺程度，也沒有反映環境治理成本和資源枯竭后的退出成本。

　　事實上，發改委早已就此觀點展開了論證。2005年10月28日，發改委組織國務院發展研究中心、財政部、國土資源部、水利部、科技部、環保總局、中石油、中石化、國家能源領導小組、國家電網公司、煤炭工業協會、華能集團、社科院等部委、機構和公司，在釣魚臺國賓館召開了資源價格改革研討會，“讓價格杠桿起作用”成為這次會議上代表們的普遍觀點。

　　國家環保總局副局長王玉慶也支持將環境成本納入定價機制中的做法。他認為，企業生產產品的價格不僅應包括生產中各種直接間接的費用、必要的利潤，還應包括破壞污染環境所形成的環境成本。而現在即使是污染治理得比較好的企業，其產品價格也只包括了實際治理成本，而沒有包括環境退化成本。

　　財政部副部長朱志剛則表示，資源價格的扭曲，一方面使得資源價格無法有效、真實地反映社會需求，價格機制無法按照市場規律來調節資源的生產和消費；另一方面，資源的廉價或無償使用也帶來了浪費和效率底下。

　　新方案全解

　　在此背景之下，有關部門加快了資源性價格改革的步伐。11月下旬，國家發改委的主任辦公會議討論并原則通過了《意見》。

　　國家發改委一位相關負責人指出，這次改革方案的原則，一是促進資源節約和綜合利用，讓資源性產品價格反映資源的稀缺程度。二是污染者付費，所有的企業、單位和居民，凡是排放污水的，需繳納污水處理費；凡是產生垃圾的，要繳納垃圾處理費；排放污染的要繳納排污費。此外，考慮到社會各方面的承受能力，在實施的過程中將“統籌規劃，分步實施”。

　　發改委所制定的《意見》，勾勒了石油、天然氣、水、電、煤炭和土地未來幾年的“價改”藍圖。

　　石油與天然氣首當其沖。根據國家發改委的監測數據，2003年，原油、天然氣、發電用煤之間的價格比較關系，國內為1∶0.41∶0.41，而同期國際市場上的比價為1∶1.04∶0.25——中國天然氣價格明顯偏低。這成為天然氣提價的一個重要依據。

　　在2005年，中國天然氣價格經過多次調整后，仍低于國際市場價格。發改委提供的一項統計指出，目前中國天然氣平均出廠基準價格為每立方千米770元，只相當于國際市場可替代能源價格水平的21%。

　　“事實上，天然氣的價格已成為制約天然氣開發利用與國際合作的一個重要原因。”一位能源專家指出。

　　發改委針對這一問題所開出的“藥方”，是逐步將國產天然氣的價格提高到與國際價格接軌的水平，實現天然氣價格與國際市場可替代能源價格接軌。同時，將繼續完善成品油的價格形成機制，擇機開征燃油稅。

　　此外，作為石油、天然氣的配套改革，政府將用開征特別收益金、提高資源稅等方式，將企業額外增加的部分收入上繳國庫，專項用于對使用天然氣的低收入群體和以天然氣為燃料的出租車、城市公共交通的補貼。

　　石油、天然氣之外，電力與煤炭價格改革的內容也逐漸明確。

　　在近年來開展的電價改革中，由于輸配電價尚未形成，目前進行試點的區域電力市場競價上網被多次叫停。2006年3月，東北的區域電力市場重啟后的年度競價中，平衡賬戶虧損達30億元。由于輸配電價尚未形成，虧損無法傳導下去，此次競價被迫再度中斷。2006年年底，有關部門明確今年的電價按照2005年的競價結果進行核算，即將到來的2007年的競價又成懸疑。

　　為解決這一問題，此次資源性產品價改方案中，建立銷售電價與上網電價聯動機制的內容被明確提及。此外，價格主管部門還將加快輸配電價的改革步伐，進一步完善“差別電價”的政策。

　　對于風力、地熱、潮汐、太陽能、生物質能等可再生能源發電，將按照“成本加合理收益”的原則定價，這樣確定的定價原則顯然要高出當地的標桿電價，而高出的部分將“在全國銷售電量中均攤”。對于脫硫電價，也是按照“成本補償”的原則給予加價。

　　在煤炭價格上，新方案的主要思路是完善煤炭成本的構成，在成本中加入礦權取得成本、資源開采成本、生態環境恢復治理成本、安全生產成本以及資源枯竭后的退出成本。同時，設立礦山環境保證金和煤礦轉產發展資金，征收辦法是按煤炭銷售收入的一定比例預留，專項用于礦山環境治理和資源枯竭后礦山轉產。

　　“煤炭價格的市場化已經很多年了。”神華源股份有限公司(香港交易所代碼：1088)總裁凌文告訴記者，“但煤炭的成本中，并沒有包括環境等成本。”

　　水價改革的重點則是提高污水處理費。“國際上通行的水價構成是供水價格和污水處理費各占50%。”國家發改委相關負責人指出，“而中國污水處理率和污水處理費均嚴重偏低。在36個大城市中污水處理率只有55%，征收的污水處理費平均每噸0.67元，僅相當于處理成本的67%。”

　　此外，未來還將進行排污費、垃圾處理費、供熱費等方面的價格改革，這些增加的費用都將最終體現在終端銷售價中。為提高征收率，垃圾處理費還有可能與水費、電費、燃氣費同時收取。

　　計劃還是市場

　　經過兩年討論，用“價格杠桿”進行節能的思路已成共識。但價格杠桿如何起作用，是用市場化方式還是計劃定價的方法，業界有不同聲音。對正在醞釀中的新方案，一個普遍的認識是：此次“價格改革”，漲價因素大于改革因素，因為相當部分的改革仍在沿用計劃經濟的思路，用推高成本的方式來實現“價格杠桿”。

　　在學者們看來，資源性產品價格改革強調資源有償使用是正確方向；但照此思路，基本上只是擴展了資源“成本”的范疇，在定價方式上并沒有脫離以往“成本定價”的固有框架。

　　“必須提高能源的價格，如果不動價格，任何節能的技術都上不去。”經濟學家茅于軾告訴記者，“但通過價格進行資源配置，比較理想的做法，是在均衡價格之外對增加的社會成本額外征稅。這也給用污染的單位一個選擇——或者選擇自己治理污染的方法免交這部分稅，或者選擇交稅而不治理污染。”

　　國務院發展研究中心產業經濟研究部研究員錢平凡則批評新方案將使政府淪為企業左右價格的工具。首先，這種方案依然沒有擺脫成本定價這種計劃經濟的定價模式，“但是成本怎么確定呢？這是很難算清楚的。在這種機制下，企業都有沖動抬高成本以獲得政府更高的定價，政府很難一一核實，因此，很容易被企業所左右。”

　　錢平凡認為，治本的方式還是應當進行煤炭礦權的市場化改革——將煤炭的資源價格放在公開市場上進行招標、拍賣，由供給與需求決定價格，而政府可以用征收專項稅的方式收取環境的治理基金，這與成本定價是完全不同的定價方式。

　　“煤炭產權化改革是煤炭市場化的基礎。”他說。

　　2005年10月，為了治理煤炭生產的安全隱患，國家發展改革委曾根據企業上報的項目情況，下撥了當年第二批煤礦安全改造項目中央預算內專項資金40383萬元。而隨后國家審計署的審計報告中披露，這批煤礦安全改造資金有2741萬撥付給了十個已經關閉破產的煤礦。財政部門此前已為這幾家煤礦撥付了關閉破產補助38.33億元。

　　“政府被地方企業騙了。”原能源局煤炭處一位人士無奈地說。當時上報項目的材料堆積如山，而審核人數非常有限。

　　此外，脫硫電價是成本定價的一個典型案例。近年來，為促進電廠的環保，國家發改委對于安裝了脫硫裝置的機組制定了一個更高的上網價格——每度電比不脫硫的機組加價0.015元到0.025元。在這個方案執行的過程中問題百出——貴州等地的企業紛紛向價格主管部門投訴，稱這些地區煤炭中的硫分高，要求政府為當地的電廠提高脫硫電價。

　　但在全國范圍內，相當數量的電廠雖然得到了脫硫電價，平時脫硫裝置卻并不運行，給這些電廠的脫硫電價并沒有達到減排的效果。據了解，2007年起，國家將對不運行脫硫機組的電廠給予懲罰性措施；對未安裝脫硫機組的電廠，也將加收二氧化硫的排污費。

　　“問題是誰來監管，價格部門沒有精力一一核實每一臺機組的情況。”原電監會副主席邵秉仁在接受記者采訪時表示。

　　新方案還提出了差別電價，即對于高耗能企業用電征收高價。茅于軾認為，這種價格歧視不僅違反了公平原則，而且降低了電力的使用效率。“以行業劃分電價還是計劃經濟的思想，計劃人員主觀設定某些行業值得鼓勵，給它們享受低價電；而某些行業要限制，就給他們高價電。這樣做完全違反了市場經濟的原則，也就是降低了資源的最佳利用。”茅于軾說。

　　在中國能源網信息總監韓曉平看來，資源性產品價格改革，最關鍵的是建立市場的交易機制，并對排污高能耗的企業輔之以稅收等懲罰性措施。“能源領域的改革要向市場發展，不是向計劃發展。”-