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“原油体制的改革已在进行中。”发改委副主任连维良近日表示。他同时提及2014经济体制改革重点正在研究制定中，价格改革将是下一步经济体制改革的重点：下一步价格改革将缩小政府定价的范围，对居民消费部分实行阶梯价格机制，保民生，保公平；经营性领域市场定价。
这是十八届三中全会落幕后，发改委首次解析2014年经济体制改革的路线图。市场对于关于能源市场开放和价格改革领域的关注开始了持续地攀升。连维良的言论也引发了一个现实的问题：什么领域能由市场形成价格，什么领域还不能由市场形成价格？
市场化不会“一蹴而就”
目前全国95%的消费品、97%以上的生产资料，已经实现市场定价。余下的这些消费品和生产资料很大一部分集中在战略性资源领域，尤其是今年以来价格改革的集中点：油、气、电这三个领域。
“退减电费19.24万元。”这是湛江供电局在湛江东兴炼油厂今年9月份电费单上注明少收的费用，这也标志着湛江东兴公司在获得广东省经济和信息化委批准成为电力大用户之后，自主定价，与发电企业直购电力的成功兑现。从9月份开始，湛江东兴公司可在原来的基础上，享受每千瓦时电量优惠0.008元的“待遇”。按照公司每年消耗电量2.8亿千瓦时计算，企业每年可减少支出电费224万元。这一被称作大用户直购电的交易模式，一直以来被看作是电价市场化改革的突破点。
但是电价市场化改革难以因此一蹴而就。
“如果现在就推行电价市场化，各类发电主体竞价上网，那么带来的结果就是由于煤炭的发电成本低，价格优势明显，竞争力将大大提升，垄断整个发电结构轻而易举。而可再生能源发电成本高，不稳定性大，无论是对于电网还是终端消费者来说，它们都不属于一个受欢迎的品种。这种情况在现在治理雾霾的主旋律下，显然不是全社会所期待看到的结果。所以电价市场化现在面临的新问题就是可再生能源发电与煤炭发电在相当长一段时间内还需要‘和平共处’，这段时间显然不是电价市场化推行的最佳时机。”国家发改委能源研究所可再生能源研究中心相关专家告诉笔者。
而在石油领域，3月26日，国家发改委改良了成品油定价机制，缩短调价周期，取消调整幅度限制，调整挂靠油种。此举在国家发改委能源研究所所长韩文科看来，已经向油价市场化迈出了重要的一步：“成品油目前的价格可以说已经不再是政府定价了，今年定价机制改革之后，成品油价格主要挂靠原油的价格变化，定价机制的内涵和实质已经在向市场定价的方向过渡，油价大家都可以根据定价机制算出来。只是由于目前上游的垄断没有打破，电价市场机制还处于过渡阶段。”
而天然气领域则面临供给弥补。“目前在天然气领域，我们面临的主要任务就是解决供应问题。包括今年7月份天然气价格调整走的都是将上游成本合理疏导到下游的路子，这也是目前在以解决供应为主要任务的背景下比较合适的办法。完全的市场化至少得在天然气的供需相对平衡的情况下。”韩文科告诉笔者。
能源价改并非“一改就涨”
今年7月10日，国家发展改革委按照逐步理顺天然气与可替代能源比价关系的原则，调整非居民用天然气价格。其中存量气门站价格每立方米提价幅度最高不超过0.4元，其中，化肥用气最高不超过0.25元。增量气门站价格按可替代能源（燃料油、液化石油气）价格的85%确定。调整后，全国平均门站价格由每立方米1.69元提高到每立方米1.95元。正是这一次调整使关于“能源价改，一改就涨”的讨论空前热烈。但事实上，笔者梳理今年以来油、气、电这三个领域的价格改革发现，除了天然气领域的价格调整实施了上调外，其他领域并未出现一如既往的“一改就涨”局面。
以新机制运行以来的成品油价格调整为例，截至11月中旬，我国的汽柴油价格调整呈现“五涨七跌五不调”的格局，下调次数超过上调。尽管11月下旬在紧张的中东局势提振下，布伦特原油期货出现大幅反弹，月底国内成品油价格上调态势明显，但上调幅度也只在0.12元/升左右，并未改变此前已经形成的“涨少跌多”的格局。
在电价改革方面，大用户直购电试点的推行也让电价“不涨反跌”。以山西为例，今年10月，国家发改委批复山西电力直接交易输配电价方案，核定山西电力用户与发电企业直接交易试点的电量电价（不含线损）为每千瓦时0.078元。在国家发改委批复之前，山西省经信委曾选取部分企业进行交易试点。试点结果显示，电力直接交易价格低于发电企业标杆上网电价2~3分/千瓦时，独立输配电价低于平均水平1~2分/千瓦时。
在价格调整最为敏感的天然气领域，韩文科表示：“若煤改气等能够在落实气源的基础上实施全国发展天然气应用，就不会出现大范围的供不应求、价格直线上涨的现象。”在他看来，天然气的需求并不像石油那样分散，绝大部分是集团式、整个城市的。所以如果能在落实气源的情况下集中发展天然气应用，就不会出现很严重的供不应求的情况。而且天然气整个产业链的特点也决定了市场化之后，终端价格会是一个多方协商后的结果，不会只由供应方说了算。
先引入竞争后谈价改
价格的波动俨然成为资源市场化改革最难协调的因素。
“谈市场化的前提条件是培育一定的市场。所以现在我们不能光把目标定在定价的市场化上，在上游打破垄断、培育市场、引入竞争也非常重要。只有先引入竞争，放开准入，才有下游市场决定价格的问题。我认为在现阶段这个前提比结果更重要。”中国社科院工业经济研究所副研究员，能源经济研究室主任朱彤在接受采访时表述。
与此相对应的是近日有消息显示，有关原油和成品油进口权进一步放开的政策文件，已基本完成征求意见，有望今年年底或明年年初下发。国家能源局印发的《炼油企业进口原油使用资质条件（征求意见稿）》规定，主要炼油装置实际一次加工能力不低于500万吨/年，且单套装置不低于300万吨/年，二次加工能力不低于300万吨/年，三次加工能力不低于400万吨/年的炼油企业，可以拥有原油进口权。因此有观点认为这些信息都表示，今后，我国的原油进口将只看炼油能力而“不问出身”。
但黑龙江石油协会会长、中国商业联合会石油流通委员会原会长赵友山在接受笔者采访时表示，由于具体的方案没有出来，关于配额具体如何分配，门槛具体多高等问题无法确定，但根据他的估计，此轮开放并非完全放开，最终获得进口权还是在之前计划经济体制下就已经取得进口资质的老炼厂，这些年新增的炼厂的需求恐怕难以很快得到满足。
相关资料显示，经过十余年的发展，目前全国共有精细化工企业23家，地方炼油厂120余家，民营成品油批发企业609家，仓储企业146家，民营加油站44005家（全国共有加油站95571家，民营加油站数量约占全国加油站总数的46%）。
在市场份额上，1998年，民营占据了国内85%的供应市场，但2010年缩小到了46%，现在，民营的市场份额已经只接近20%。（萧飞）
