能源價格機制

1. 能源的價格由哪些因素決定並影響試從煤、石油、天然氣、電這四種常見資源形式，分別解釋說明。

能源的價格就是肯定是由這個能源的多少來決定的，或者是你跟那些嗯，能能源發達的國家就是關系這些，如果你能處理好的話，就是進口的使用也是可以降低我們國內使用的這些價格

2. 現行煤層氣定價機制

按照國家發展改革委《關於煤層氣價格管理的通知》(發改價格［2007］826號)，目前國內煤層氣氣價由供需雙方協商確定，不實行國家定價。這給煤層氣帶來更大的定價空間。但是，從實際操作來看，目前國內煤層氣氣價基本上還是參照天然氣氣價。因此我國天然氣定價中存在的問題也將影響到煤層氣產業的發展。

我國天然氣需求構成是城市燃氣、工業原料、化工和電力。國內天然氣需求增加最快的是城市燃氣，由於這種需求的價格彈性很小。因此，國內天然氣消費是賣方市場。

我國現行天然氣價格仍然由國家統一定價，實行國家直接調控管理的體制。天然氣氣價由出廠價和管輸費兩部分組成。目前，我國天然氣終端銷售價格由天然氣出廠價格、長輸管道的管輸價格、城市輸配價格三部分組成。天然氣出廠價格目前實行政府指導價，由國家發改委制定出廠基準價格，供需雙方可在上下10%的范圍內協商確定。跨省的長輸管道的管輸價格由國家發改委制定，省內的長輸管道的管輸價格和城市輸配價格由各省省級物價部門制定。

我國天然氣價格的管理部門是國家發改委和地方物價部門。天然氣出廠價、管輸費由發改委制定，城市配送服務費由地方政府下屬的物價部門管理。

長期以來，我國天然氣價格完全由政府決定，主要採用成本加成法。天然氣價格長期背離市場價值。根據廣東燃氣商會的統計資料，2006年我國天然氣管道井口價僅為同期美國、日本的壓縮天然氣到岸價的29%;終端銷售價約0.28元/kcal，比同熱值進口液化氣終端銷售價格低45%。按熱值計算，我國天然氣價格大大低於替代燃料，如電、原油和液化氣的價格。據測算，天然氣熱值為8000cal/m³，與原油、液化氣的熱值比分別為1∶1.15∶1.38。2006年，我國原油一、二檔平均價格為1020元/t，計劃內液化氣價格為1200元/t。按照同等熱值計算，與原油的比價，天然氣價格應為887元/1000m³;與計劃內液化氣的比價，天然氣井口價格應為870元/1000m³。我國現行天然氣井口價格僅僅比煤價略高，明顯低於同等熱值的原油、液化氣價格。天然氣非市場化的低價格導致了對天然氣的過度使用和資源不合理配置，相當程度上造成了資源浪費。如果直接進口化肥或進口氨生產化肥可能更便宜。使用天然氣生產化肥而不是用它替代高成本的或進口的天然氣，會附帶有很高的機會成本。依靠進口的天然氣發電，同時拒絕進口較便宜的氨，而且氨更容易儲存。天然氣生產商被迫以最低的價格把氣賣給化肥廠，也打擊了生產商的經濟性^［156］。如我國對現行化肥用氣實行低價和計劃配額政策，導致天然氣企業虧損。2002年西南油氣田分公司供應化肥生產用氣406586×10⁴m³，和工業用氣相比減少銷售收入5.48億元，當年該公司虧損6.41億元。由於化肥用氣計劃配額限制了天然氣向高附加值行業流動，是該公司發生虧損的主要原因之一。目前，以天然氣為原料的尿素生產成本平均已在1200元/t左右，化肥廠生產1t尿素耗氣約在600m³。2007年11月8日，國家發改委發布了《關於調整天然氣價格有關問題的通知》，提高了工業用天然氣出廠基準價格，將工業用戶天然氣的出廠基準價格每千立方米均提高400元，供化肥用氣出廠基準價格不調整，所以化肥生產企業將繼續使用相對便宜的天然氣。以川渝氣田為例，在未調價之前，工業用氣和化肥用氣的出廠基準價分別為875元/1000m³和690元/1000m³，調整後工業用氣基準價已達到1275元/1000m³，而化肥用氣仍然為690元/1000m³(表8－1)，二者相差585元/1000m^3［157］。

表8－1 全國主要油田化肥用氣基準價^［157］ 單位:元/1000m³

國際上尿素以天然氣為原料的佔80%，因此國內以天然氣為原料的化肥企業和國際化肥企業比較，美國的尿素噸耗天然氣成本在182.3美元，國內的為82.8美元，二者相差近100美元。

近來，我國天然氣價格改革已逐步提上議事日程，價格信號是天然氣利用政策的一個重要組成部分，對天然氣使用以及供需管理發揮著重要作用。由於現行天然氣價格較低，造成目前供需矛盾十分突出，尤其是供暖季節，因此，天然氣價格市場化改革是一個必然的趨勢。

依據國際上天然氣價格形成機制的變化趨勢分析，我國天然氣出廠價格也將逐步市場化。同時可以預計，天然氣管輸價格在一段時間內仍將實行管制。自2007年10月以來，國際天然氣的價格在不斷上升，我國關於能源價格改革也提到議事日程，預計國內天然氣價格也會上升。隨著天然氣價格的改革，煤層氣價格會作出相應調整。從長遠看，國家應當建立天然氣和原油價格適度聯動的定價機制，以推動煤層氣產業更加健康快速的發展。

3. 中國能源定價機制是什麼

如果以碳排放來衡量的話，即以全球碳交易市場單價。新能源行業主要看利用的經濟價值。其他應該是市場行為了

4. 完善定價機制

要加強市場監管，積極培育市場，盡快完善天然氣定價機制，引導油氣資源合理使用，促進資源節約與開發。避免稀缺能源價格長期被扭曲，要逐步提高天然氣在我國一次能源消費中的比重，由目前的3%左右，爭取在2030年達到8%～10%，使天然氣在氣化城市和以氣代油方面發揮更大的作用。

5. 翻譯：需制定合理的分布式能源的配套價格機制 。謝謝

Formulating resonable price system in accordance with/matching the distributed enengry
供參考O(∩_∩)O~

6. 美國，為什麼能控制能源的價格，特別是石油

簡單的說，目前最能控制石油價格的是沙烏地阿拉伯，不是美國。沙特的石油儲量及產量都世界第一。2014年以來世界石油從以往的年年上漲到120~140美元一桶卻突然一路跳水到現在的40美元一桶。原因就在於2014年開始美國成功的開發了其世界儲量第一的頁岩油（相當於沙特的地位了）。頁岩油是一種儲存在頁岩中的有機物。以往必須把岩石取出蒸餾以取得石油。當這些頁岩在地表時，容易取得，但當大部分卻在地下百米，千米的位置，傳統的開挖不合實際了。美國研究出： 探勘 - 深鑽 - 側鑽 - 再四周側向定向爆炸 -擊碎 - 淹沒 - 電極加熱 - 抽取 的技術，將地下頁岩炸碎，以水淹沒，打入電極，加熱（至數網路。需要6個月至2年）使油質溶於熱水中再抽取。 這個投資造成每桶40~50美元的成本。逐漸大量開采後，石油公司開始減少向世界市場購買，逐漸轉向美國採油公司購買油品。沙特感受到威脅，於是以其20~30美元一桶的低開采成本作後盾（可以想像以前售價120元一桶的利潤），急速降價，在市場上拋售比美國成本還低的油品。石油公司紛紛回頭購買世界市場油品。「逼」死「美國頁岩油工業。頁岩油因為開采期長，開采公司都需大量借貸，回報時間是數年後，失去市場，立即面臨資金運轉問題。導致大量公司倒閉。這也就是沙特的目的。使得沒有人敢再嘗試。但他也必須維持低價，不再能上百元一桶的要價。 這使得世界上其它高價產油國家如俄羅斯，南美國家，加拿大等立刻受到了喪失販賣石油所得收入的壓力。

7. 有關能源價格風險管理資料和論文

http://www.dic123.com/pd_73bdae2c-4caa-48b3-a9ad-e37c520a93a2.html

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煤炭價格風險與能源風險管理（一）中國能源論文(（Yi）ZhongGuoNengYuanLunWen)
【關鍵詞】：煤炭 價格 能源風險 管理
【keywords】：MeiTan JiaGe NengYuanFengXian GuanLi
【作者】：嚴國榮 【來源】： 知識詞典
【期刊名稱】：中國能源(ZhongGuoNengYuan)
【國際標准刊號】：1003-2355 【國內統一刊號】：11-2587
【作者單位】：中聯煤炭銷售有限責任公司，

8. 重點電煤合同的煤電價格聯動機制

為了應對2004年以來煤炭價格的快速上漲，減輕發電企業的經營壓力，2004年12月，發改委出台了煤電價格聯動機制，該機制確定以不少於6個月為一個煤電價格聯動周期，若周期內平均煤價較前一個周期變化幅度達到或超過5%，便將相應調整電價。煤電聯動機制確定後，發改委於2005年5月啟動了第一次煤電聯動。之後，雖然還進行了幾次煤電聯動，但是沒有一次煤電聯動是在達到條件之後及時啟動的，每一次都是發改委在綜合權衡上調電價與經濟社會發展二者之關系的情況下才最終做出選擇。本來煤電聯動是電價市場化的過度選擇，但是，由於煤電聯動啟動不及時，目前的電價可以說仍然是「計劃定價」。由於近年來煤價上漲幅度過大，而煤電聯動實施次數較少，因此，發電企業成本壓力不斷增加，行業虧損面不斷擴大。
在電價仍然實行「計劃定價」的情況下，為了降低發電企業的燃煤成本，目前的電煤價格仍然執行著事實上的「雙軌制」，即存在著重點合同煤和非重點合同煤。前者執行較低價格，但是能夠獲得運力保障，後者沒有運力保障，實行市場定價，即所謂的市場煤。重點合同的存在使這一部分煤的價格不跟隨市場煤價格上漲而上漲，對穩定發電企業的燃煤成本起到一定作用。雖然獲得了鐵路運力保障，但是由於重點合同煤價格大大低於市場煤，因此，在某些時候，重點合同煤的執行情況受到一定影響，這其中既有合同執行量的不足，也可能有煤質的下降。雖然重點合同煤的執行有時會受到一定影響，但是，由於這些擔負著重點合同的煤炭企業不僅承擔著經濟任務，而且承擔著一定的政治任務，所以，總體上來看，重點合同煤的履約率還是比較高的，從了解的情況來看，即使履約率較低的時候，多數也都在80%以上。
重點合同煤只能滿足發電企業的部分用煤需求，另外，還用相當一部分的發電用煤是市場煤。正是因為有相當部分市場煤，而且近年來市場煤價格是不斷上漲的，所以才導致發電企業的盈利水平才不斷下降，「市場煤」和「計劃電」的矛盾日益突出。
毫無疑問，煤價上漲是導致發電企業虧損的重要原因。但是，筆者個人認為，不能簡單的將發電企業虧損的矛頭指向煤價上漲。煤價上漲是市場化的行為，是國內外能源資源型產品價格普遍上漲的必然結果。面對煤價上漲，發電企業必須接受，發電企業能夠做和需要做的是，一方面努力降低單位煤耗，節約經營開支，降低發電成本；另一方面適時適當上調電價，轉嫁部分新增發電成本。因此，雖然煤價上漲導致發電企業成本增加是發電企業虧損的重要原因，但是，想要真正的擺脫虧損，發電企業還是要從兩個方面入手，即設法降低發電成本和適時適當上台電價。前者需要企業進行內部挖潛，節約企業運營開支，提高燃煤效率，降低綜合運營成本；後者則需要依靠加快電力體制改革，尤其是加快輸配電體制改革，進一步理順上網電價、輸配電價和銷售電價的關系，最終從根本上理順煤電價格。除此之外，發電企業還應該主動出擊，通過參與煤炭資源整合或者別的途徑，控制更多的煤炭資源，努力將更多的外部成本內部化，提高發電企業整體盈利能力。
煤電關系中，事實上存在著重點合同煤、市場煤和「計劃電」三者之間的復雜關系。因為同時存在著重點合同煤和市場煤，煤炭企業的整體盈利水平受到了一定影響，為了獲得更多利潤，煤炭企業傾向於逐步增加市場煤的供應，而適當減少重點合同煤的供應；在電價仍然實行「計劃價」的情況下，因為同時有重點合同煤和市場煤的存在，在一定程度上降低了發電企業的虧損程度；在煤價日益市場化，而電價卻仍然實行計劃定價的同時，因為存在著重點合同煤，政府能夠通過對重點合同煤的干預，降低發電企業的虧損程度，減小電價上調壓力，從而為進行宏觀調控提供了更大空間，同樣因為存在重點合同煤，在煤價不斷上漲的情況下，普通消費者所承受的負擔和支付的成本得到一定緩解。
在煤電聯動實施的五年來，由於多次沒有及時啟動煤電聯動，為了降低發電企業的成本壓力，發改委多次對重點合同煤價格進行了干預，這在一定程度上影響了煤炭企業的盈利能力。但是，由於近年來市場煤價格大幅上漲，煤炭企業盈利能力大幅提高，因重點合同煤價格受到干預所導致的煤炭企業盈利能力下降不足以影響煤炭企業整體盈利能力的提高。
考慮到重點合同煤的存在對經濟社會發展、對居民生活以及對政府宏觀調控有著重要意義，因此，在今後推進電價市場化改革的情況下，筆者認為重點合同煤有繼續長期存在下去的必要。
煤炭市場化是必然趨勢，目前除了重點合同電煤之外，其它煤基本上已經完全市場化了。從煤炭企業自身來講，為了不斷提高盈利能力，未來逐步增加市場煤的供應，而相應的減少重點合同煤的供應肯定是他們所希望的。但是，因為重點合同煤有長期存在下去的必要，所以，必要情況下，政府應該適時適當的進行干預，使未來重點合同煤供應量不出現下降。
重點合同煤價格雖然較低，但是也沒有低於煤炭企業的成本價。在未來重點合同煤繼續存在的情況下，煤炭企業的盈利會繼續受到一定影響，但是由於大量市場煤的存在，加之煤炭行業在中國能源供應中的基礎地位很長時間內仍難以改變，所以，未來煤炭行業的整體盈利情況依然會被看好。

9. 成品油定價機制的機制擬定

國家發展改革委擬定成品油價格形成機制改革方案，將現行成品油零售基準價格允許上下浮動的定價機制，改為實行最高零售價格，並適當縮小流通環節差價。 同時，新方案提出，將原允許企業根據政府指導價格上下浮動8%降為4%左右，折成額度取整確定。
新方案提出把2006年確定的成品油定價機制中規定的「當國際市場原油平均價格高於50美元時開始扣減加工利潤率」，提高到80美元。
這一改革方案的推出目前有兩種時間表可供選擇：一是2008年年底前，成品油定價機制調整和燃油稅費改革一起啟動，最早啟動時間為2008年12月1日；二是年底前先調整成品油定價機制，降低成品油價格，於2009年1月1日進行燃油稅費改革，即開征燃油消費稅。具體如何「拍板」，正在等待國務院高層和相關部門的最後決策。 早在2006年，國家就對成品油價格形成機制進行了調整，並確定國內成品油價格實行政府指導價，零售基準價以出廠價格為基礎，加流通環節差價確定，並允許企業在此基礎上上下浮動8%確定具體零售價格。
這一方案的出台意味著我國成品油定價機制不再「盯住」紐約、新加坡和鹿特丹三地成品油價，而以布倫特(Brent)、迪拜(Du)和米納斯(Minas)三地原油價格為基準。再加國內平均加工成本和合理利潤確定價格。但此方案一直未見官方公開表述。
最新調整的方案，將現行成品油零售基準價格允許上下浮動改為實行最高零售價格，並適當縮小流通環節差價。
這一政策思路意味著，未來成品油經營企業將獲得一定的定價自主權，同時成品油價格調整頻率將加快，次數將增多。
實質上，現行成品油定價機制在實踐中，一直面臨著尷尬局面。因為成品油供應體系存在著兩個主體，一是民營企業，二是中石油、中石化。後者在政府價格管控下，不能隨意調整價格，而前者在供求變化和後者價格管控中，獲取了利潤空間。
「現在民營銷售企業的利潤空間相當大。」石化專家、北京異構石油工程咨詢有限責任公司副總經理陳薇對記者分析，目前國內成品油價偏高的情況下，民營加油站一噸能賺2000元左右。
如2008年11月從國外進口的原油約50美元/桶，而國內成品油是按照90美元/桶的價格出售，摺合成人民幣大概6000多元/噸，而地方煉油廠出廠的成品油價格4000多元/噸。按照2008年規定零售價格上下只能浮動8%，中石油、中石化的加油站最多隻能降價8%。而民營加油站可以通過各種直接或間接渠道降價，從中賺得豐厚利潤。
「採用最高限價的方式是比較合理的一種選擇。」上述專家稱，實行最高限價，意味著加油站售油，只要不超過最高限價，多低的價格國家不管。
對此，調整方案也給出了相應信息，即提出，成品油經營企業可根據市場情況在不超過最高零售價格、最高批發價格或最高供應價格的前提下，自主確定或由供銷雙方協商確定具體價格。價格主管部門根據流通環節費用變化等情況適當調整流通環節差價水平。
「只要不突破最高限價，市場穩定，民眾沒有意見就可以了，企業出售油價低多少不用政府操心的。」陳薇稱，如果有了最高限價，加油站的利潤空間將得到有效限制，不會有更大的暴利收益。
據悉，除了調整零售價格標准，成品油價格機制仍遵循2006年石油價格改革方案，即國內成品油價格與國際市場原油價格有控制地間接接軌的機制。
雖然這種間接接軌的機制不變，但據了解，政策層面未來可能在調控區間上進行適當調整。
按2008年11月成品油價格形成機制看，價格部門核算出的零售基準價會被摺合成WTI(西德克薩斯中質原油，紐約商品交易所交易的低硫輕質原油的一種，是美國石油工業的基準原油，已成為世界各地原油產品的重要定價基準之一)價格，當這個摺合價格介於18-50美元每桶之間時，國內成品油價將與國際油價同步調整；但如果低於或高於這個范圍，國內成品油價將分別按照另外一套方法進行不等比例的調整。
具體核算是，以布倫特(Brent)、迪拜(Du)和米納斯(Minas)三地平均原油價格+成本+適當的利潤率(按2004年行業平均利潤率為5%左右)，來確定成品油價格。其中，18~50美元之間按照上述公式計算，50美元以上開始扣減加工環節利潤，每上漲1美元扣減1%的利潤率，到55美元減為零，55～65美元為零利潤。
據悉，調整中的方案還提出，擬將50美元這個臨界點調高到80美元。
成品油價格調整涉及面廣，利益調整復雜，為此，相關配套措施也是調整方案的重要部分。
據悉，如果按上述機制調整，石油企業內部上下游利益調節、相關行業價格聯動、對部分困難群體和公益性行業補貼，以及石油漲價收入財政調節等四個配套機制都將發揮「配合」作用。 盡管從上述成品油定價機制調整中，看出了更多的市場靈活性，但該調整思路仍屬於局部性調整，市場化改革方向還是長期目標。
「中國成品油形成機制改革走的是漸進性道路。」國家信息中心經濟預測部專家牛犁對記者分析，雖然能源價格改革的總方向是按照市場規律，與國際接軌，但改革路徑仍是循序漸進式的。
和牛犁持相同觀點的專家認為，在現有管理體制和市場條件下，不能完全放開能源價格包括成品油價格。
「一方面，國家沒有石油儲備；另一方面，稅收比例太小。在這種情況下，無法調控價格。」陳薇稱，在這種情況下如果放開，可能會失控。
除此之外，在現有石油管理的壟斷體制下，政府放開價格管制，將可能出現壟斷企業聯手抬價。這也是學者們擔心的問題。
因此，能源價格改革尤其是成品油價格機制改革最重要的前提是，培育市場主體和市場競爭條件，有足夠的市場主體，才能產生合理的競爭價格。
「在沒有放開市場主體管制情況下，只調整零售價格基準，是否會導致擠壓現有民營企業競爭空間？」上述業內人士分析，在2008年價格機制下，民營經營企業還有較大的盈利空間，如果中石化和中石油企業能夠在「最高零售價」下自主選擇降價空間，勢必會對民營銷售企業產生競爭壓力。