中国能源体制改革已步入攻坚阶段，既有矛盾亟待破解，新形势也迫切需要变革体制机制。改革既要加强顶层设计，又要根据不同行业特点分类推进。
改革开放以来，中国能源体制改革稳步推进，在引入竞争机制、培育市场主体、完善市场体系、加强管理能力建设等方面取得了重要进展。目前，中国能源体制改革已步入攻坚阶段，既有体制矛盾亟待破解，新形势也迫切需要变革体制机制，同时要统筹兼顾社会承受能力，妥善处理好各方面的利益关系。
改革面临的形势和任务
能源领域单一投资主体格局逐步打破，能源市场初步建立，能源价格改革向前推进，能源发展的体制环境不断改善，对保障能源供应、促进经济社会发展发挥了重要作用。
受多种因素制约，中国能源体制机制与科学发展的要求仍有较大差距，深层次矛盾不断积累，并日益成为转变能源发展方式的主要障碍。突出表现为：煤炭资源管理及市场准入退出等机制不健全，资源税费政策不完善，开发秩序较乱，资源收益分配不尽合理;电网独家垄断电力买卖权力，用户与发电企业不能直接交易，区域电力市场建设停滞，电价改革滞后，输配分开和竞价上网未能实现;油气勘探开发、批发零售和进出口业务有效竞争不足，管网尚未实现统一规划和公平接入;水电开发的移民安置、生态补偿机制不完善，新能源和分布式能源发电上网和消纳困难;能源科技创新体制不完善，产业大而不强，自主创新能力不足;能源普遍服务机制不健全，城乡发展不协调;能源管理体制不完善，政府管理缺位、错位与越位并存，行业管理薄弱;能源体制改革缺乏顶层设计、系统规划和强有力的决策、实施、监督机制，一些重大改革久拖不决或决而不行。
国际金融危机以来，绿色能源和低碳技术革命在全球兴起，世界主要国家纷纷调整能源战略，围绕应对气候变化和能源资源的竞争与博弈日趋激烈。随着中国工业化和城镇化带动能源消费持续增长;对外依存度持续上升，能源安全面临更加严峻挑战;能源使用产生的大气污染和温室气体排放带来前所未有的环境压力，对中国能源体制提出了更高的要求。
改革总体思路
1.基本原则。坚持市场调节与政府调控相结合。充分发挥市场配置资源的决定性作用，打破能源行业壁垒和垄断，促进有效竞争。进一步转变政府职能，加强和改善宏观调控，强化能源行业管理，有效发挥政府的引导、调控和监管作用。
坚持促进发展与保障民生相结合。改革既要实现能源节约资源、保障供应、优化结构、科技创新等能源发展目标;也要保障民生目标，提高能源普遍服务水平，保障低收入群体的基本能源需求。
坚持系统设计与分类指导相结合。改革既要加强顶层设计，明确总体改革方向目标和基本框架，统筹推进能源各领域各层面改革，增强改革的统一性和协调性。同时，遵循产业发展规律，根据不同行业特点分类推进改革，把握好改革的时机、节奏和力度，重大改革任务先试点、后推广。
坚持谋划长远与立足当前相结合。既要有长期的战略思考，又要远近结合，标本兼治，立足当前，选择矛盾突出的重点领域和关键环节作为改革突破口，不失时机地加快推进。
2.主要目标。到2015年，竞争性能源领域的行业垄断逐步打破，市场竞争程度显著提高，能源价格机制逐步理顺，财税调节更趋合理，重点领域改革取得突破，制约能源发展的突出矛盾得到有效缓解，合理控制能源消费总量的新机制形成，能源法律法规和标准体系基本建立，行业管理水平显著提升。
到2020年，建立起与社会主义市场经济体制相适应的，市场主体多元、市场竞争充分、价格机制完善、市场体系健全、财税调节科学、法律体系完备、宏观管理高效、市场监管有力的现代能源体制，形成能源健康可持续发展的基本制度框架。
3.战略重点。优化能源产业组织结构。科学界定竞争性和非竞争性业务，对可以实现有效竞争的业务引入竞争机制;对自然垄断业务，加强监管，保障公平接入和普遍服务。积极培育能源市场竞争主体，除自然垄断环节和关系国家安全及国民经济命脉的领域外，鼓励民营、境外等各类投资主体公平进入。加快国有能源企业改革，完善现代企业制度。
加强能源市场体系建设。建立健全统一开放、竞争有序的能源市场，打破市场垄断和分割格局，促进能源产品和要素自由流动和充分竞争。完善区域性、全国性能源市场，积极发展现货、长期合约、期货等交易形式。主动参与国际能源市场建设和规则制定，有效应对国际市场风险，提升能源国际合作质量。
理顺能源价格形成机制。建立反映市场供求关系、资源稀缺程度和环境损害成本的能源价格形成机制，最终实现竞争性环节由市场形成价格、自然垄断环节由政府监管定价。逐步推动上网电价和销售电价、油气出厂价格和销售价格市场化。完善对输配电网、油气管网等政府定价，建立公开透明、有利于激励投资和降低成本的价格机制。
健全能源财税金融体制。推进资源税费改革，逐步理顺资源所有者与开发主体、中央与地方资源收益分配关系。强化能源消费环节税收调节，开征化石能源消费税或碳税。建立长期稳定的支持可再生能源、分布式能源和非常规能源发展的专项资金制度，以及对低收入群体和特殊行业的财政补贴制度。加大对节能减排、科技创新、普遍服务等财政支出力度。实施能源金融战略，利用外汇储备和金融优势，建立能源资源海外开发支持保障机制。
加快政府职能转变。理顺能源行业主管部门与相关部门、各级能源管理部门的关系，避免“政出多门”。减少政府对能源微观事务的干预，取消可交由市场发挥作用的行政审批，下放可由地方政府行使的审批权限。建立政府主导的能源普遍服务新机制。加强对自然垄断环节价格和公平服务以及竞争性领域的市场秩序监管，建立公开、公平、科学、有效的监管体系。完善国有能源企业考核评价机制。
改革的关键环节和实施路径
1.从建立发电企业与大用户直接交易机制起步，推动电力体制改革。电力是整个能源生产、转化和利用的中心环节，理顺能源体制必须推动电力体制改革。但电力体制改革不一定非要从难度大、风险高的电网拆分着手，可以在保持现有电网物理架构和利益格局基本不变的情况下，从打破电网公司独家买电独家卖电的市场格局、建立发电企业与用户直接交易新机制起步，逐步深入，具体的措施有：
(1)分批放开大用户，建立大用户与发电企业的直接(双边)交易机制。改革初期，可建立统一的市场交易平台，发电企业和大用户强制参与，成交结果和价格由供需双方协商决定。为实现平稳过渡，大用户可按照电压等级、用电容量等特性分批放开，发电企业参与市场竞争的发电量份额也相应逐步增加，交易类型可由中长期交易开始逐步扩展到短期交易和实时交易。对双边交易以外的电量仍实行电网统购统销，电价由政府制定。这项改革能够逐步实现80%以上电量的市场交易。中小用户和居民暂不参加市场交易，电网作为保底供电商提供供电服务和普遍服务，供电安全等风险可以防范。
(2)可从固定购销差价起步，建立独立的输配电价，为双边交易缴纳过网费提供标准。从长远来看，要建立基于成本加成乃至效率激励的独立输配电价，但这需要建立在主辅分开、资产核算并建立相应的成本核算方法的基础上，是一个较长期的过程，并且触及电网公司的核心利益。当前，可以从固定购销差价起步，根据现有的购销差价来反算交易双方需要交纳的过网费用。该方案不仅简单易行，便于实施;而且在保障电网企业既有利益的同时，还改变了电网企业的盈利模式及行为方式。由于不能够再挤占发电企业和用户的利益，电网企业在电力交易和可再生能源接入时容易保持中立。
(3)可将电力交易机构从电网分离，受政府直接领导或授权，以实现公平交易。交易机构独立可以减少电网企业对市场交易的影响和干预，有利于信息公开、公平交易和市场监管。从国际上看，市场交易与电网的资产所有、运营及调度功能分离也是比较普遍的模式。从实施难度上看，电力交易机构独立并不改变目前的行业组织结构和安全责任体系，改革难度和成本相对于输配分离、配售分离以及调度独立要小得多。
(4)通过机制设计解决可再生能源发展和居民补贴等问题。当前及未来一段时期，中国可再生能源发展仍面临成本高于常规机组的问题，电力普遍服务的要求也会造成用户侧交叉补贴的长期存在，在放开大用户用电交易的同时，需要对相关制度进行再设计。当前的用户侧电价中包含的农网还贷、可再生能源发展等基金，可重新进行核算整合，转化为统一的电力基金，与输配电费同步向所有用户收取，其资金用于补贴低收入群体的基本生活用电和可再生能源发展，从而减少对当前利益格局产生的冲击，有利于推进新机制的建立。
2.以发展页岩气、开放油气进口改革为突破口，推进石油天然气体制改革。石油天然气领域改革可以从发展页岩气、开放油气进口等增量改革起步，逐步向纵深推进。
(1)改革探矿权、采矿权制度，大力推动页岩气等非常规油气发展。为大力发展页岩气，国家将页岩气作为独立矿种进行探矿权招标，引入了民间资本等新的竞争者和投资主体，打破了油气勘探开发区块垄断且长期固化的局面，在石油天然气改革方面迈出了重要一步。但是，由于70%以上的非常规油气资源和常规油气资源赋存区域重叠，这部分资源最优质的区域尚未引入招标，仍由三大石油公司和延长石油负责勘探。对于这些存量油气区块，要强化矿权管理，对现有企业探矿投入严格考核，并将未达到投入要求的区块拿出来重新招标，实现资源有效流转，增加油气产量。
(2)改革管网规划、建设和运营模式。长期以来，中国油气管网由三大石油公司分别建设、运营，管网缺乏统一科学的规划和公平开放。因此，当务之急是建立和落实天然气管网公平接入制度，保障天然气管网对不同企业、不同类型天然气(含页岩气、煤层气、煤制气等)的无歧视公平接入。在此基础上，逐步实现天然气输送业务和其他业务的财务分离和产权分离，在天然气运输和运营上引入不同的业主，由国家统一规划和监管。
(3)逐步放开原油进口，引入竞争，提高效率。石油领域改革的突破口是放开原油进口限制。要建立基于油品生产质量和储运安全而非所有制身份的原油进口准入条件和配额分配方法，以此增加石油进口主体，广泛参与国际石油市场，在三大石油公司之外形成从原油进口到石油加工炼化和成品油销售的较完整产业链，从而引入竞争，提高效率，为下一步放开石油价格、加快推进上海原油和天然气期货市场建设打下基础。
3.以完善资源税费和能源消费税为重点，建立能源生产消费约束和绿色转型的财税调控机制。(1)规范资源税费。可首先规范资源税费，将现有资源开采有关的基金和费用逐步纳入到资源税的范畴，提高其规范性和透明度。在此基础上，适当提高资源税的税率，完善计征方式，将资源税从价定率征收逐步由油气扩展到煤炭等领域，同时探索建立天然气和煤炭特别收益金制度，将资源溢价收归国有，保障国家资源所有者权益的充分实现。在完善资源税费水平、结构、征收方式的同时，还应合理确定资源所有者与开发主体、中央和地方资源收益比例，以促进形成上下统一的能源资源开发和保护机制为目标，协调理顺相关主体利益关系。
(2)逐步完善能源消费税。可在汽柴油消费税的基础上，逐步开征化石能源消费税或碳税，加强对能源消费行为的约束和引导。开征消费税并不意味着一定推动终端能源价格的上涨;相反，消费税税率可根据能源市场情况及时调节，在市场价格波动剧烈时有效平抑对经济社会发展的冲击。
为减少资源税和消费税改革给现有利益格局带来重大调整，可以调整相关行业的增值税和居民的所得税，并建立低收入群体基本能源消耗的定向补贴制度。比如，对于低收入群体，当能源支出超出其收入10%后进行直接补贴，在实现税制结构调整的同时不增加企业和居民的负担。
4.以主辅分离和整体上市为主要途径，推进能源企业的混合所有制经济发展，建立现代企业制度。目前一些国有大型能源企业，计划将一部分竞争性业务拆分，引入包括民营企业在内的外部投资者。这种改革的积极性值得称赞，但这并不是最优的改革方案。能源领域混合所有制的发展首先应该是如上所述的竞争性环节引入新的竞争者，特别是民营企业。与此同时，对于已有的国有大型企业，应该通过主辅分离或整体上市来发展混合所有制经济，避免简单拆分造成企业国际竞争力下降。具体途径有：
(1)通过整体上市和主辅分离做强主业。比如石油企业，可以将集团公司内有条件的油服业务和基地服务业务分拆上市或注入从事主业的股份公司;不能分拆上市或注入股份公司后降低股份公司价值的，可以将其民营化，以做强主业。集团公司在完成主辅分离和整体上市后，主业的经营管理主体是股权清晰的上市公司，集团公司的历史使命基本完成，可以注消。由于上市公司本身就是典型的混合所有制经济，国家可以通过资本市场这个平台来实现国有资本的进退，不用拆分企业就可以实现混合所有制经济。
(2)成立能源类投资公司，和社保基金一起持有上市公司股份。集团公司注消后，能源企业的一部分股权可以划拨给社保基金，同时结合三中全会关于以管资本为主完善国有资产管理体制的要求，成立能源投资公司，持有一部分能源企业的股权。届时将形成能源投资公司、社保基金和社会投资者三足鼎立的股权结构，从而建立起现代多元的股权治理结构。其中，社保基金投资主要考虑长期的财务指标。而能源投资公司在考虑到一定的财务指标后，还必须考虑国家战略，在一些战略性行业占有绝对和相对控股，向公众出售一些非战略性股权的同时购买一些跨国石油公司和国际能源交易平台的股权，扩大对国际能源市场和产业的影响力和控制。能源投资公司将成为实施国家能源战略的金融平台。
5.加强能源管理体制改革，为推动能源持续健康发展提供保障。(1)切实转变政府能源管理方式。进一步转变政府职能，减少前置性审批，增强事中和事后监管，把更多精力转到制定战略、规划、标准、法规和产业政策上面，简化或下放行政审批，减少对能源微观事务的干预。
(2)上收一些大型国有能源企业手中的行政职能。上收本应由政府行使的能源管网规划、标准、分布式能源发电并网准入、油气管网准入等行政权，避免出现政策缺位和管理“真空”，使电网、油气管网经营者回归到企业本来角色，不再承担行政职能，真正按现代企业制度履行职责。
(3)进一步加强能源监管。健全能源监管制度和市场监管体系，特别是加强对海上油气生产安全环保、油气管网运行、电力领域的监管，强化对自然垄断环节价格和公平服务以及竞争性领域市场秩序的监管。
