葉 澤，何 姣

(長沙理工大學(xué)經(jīng)濟與管理學(xué)院，湖南長沙410004)

一、引言

燃料成本一般占火力發(fā)電企業(yè)生產(chǎn)經(jīng)營成本的70%。2002年國家實行火力發(fā)電用煤即電煤市場化改革，取消電煤指導(dǎo)價以后，電煤市場價格持續(xù)大幅度上漲，發(fā)電企業(yè)燃料成本大幅度增加，電能的銷售價格(業(yè)內(nèi)稱上網(wǎng)電價)受國家管制不能及時和完全反映成本的上升，生產(chǎn)經(jīng)營困難直至出現(xiàn)行業(yè)性虧損，影響發(fā)電企業(yè)生產(chǎn)和投資，直接和間接地造成新電力供應(yīng)短缺。針對出現(xiàn)的煤電價格矛盾，政府采取了一系列政策和措施。2004年國家發(fā)改委發(fā)布《關(guān)于建立煤電價格聯(lián)動機制的意見的通知》(發(fā)改價格［2004］2909號)，并在2005年和2006年兩次實施煤電價格聯(lián)動政策;并在以后多次出臺《關(guān)于做好跨省區(qū)煤炭產(chǎn)運需銜接工作的通知》，以解決區(qū)域性、時段性的電煤產(chǎn)運需矛盾。2009年總理政府工作報告中把“適時理順煤電價格關(guān)系”列為重點工作。2011年國家發(fā)改委宣布對市場交易電煤實行最高限價。但是，政府的政策措施沒有解決煤電價格矛盾問題，據(jù)有關(guān)資料統(tǒng)計，2002年全國平均標(biāo)煤價格為167元/噸，2011 年上漲到 749．2 元/噸，上漲為 348．62%;與此同時，2002年我國平均上網(wǎng)電價為0．295元/千瓦時，2011年為0．414元/千瓦時，上漲幅度僅為40．34%，10年間煤價漲幅是電價漲幅的8．62倍。2011年發(fā)電企業(yè)虧損嚴重，正常生產(chǎn)經(jīng)營受到影響，出現(xiàn)了新一輪缺電現(xiàn)象并可能“常態(tài)化”。煤電價格矛盾通過現(xiàn)實或潛在的電力供應(yīng)短缺已經(jīng)嚴重影響到國民經(jīng)濟和社會發(fā)展，2012年總理政府工作報告中再次將“逐步理順煤電價格關(guān)系”作為政府重點工作之一，國務(wù)院將理順煤電價格關(guān)系作為今年經(jīng)濟體制改革的重點工作。

發(fā)電企業(yè)與煤炭企業(yè)以及政府在電煤價格控制和上網(wǎng)電價調(diào)整等方面的矛盾被形象地稱為“煤電之爭”。對于“煤電之爭”形成的原因，目前來自不同方面的解釋基本上局限在“市場煤”與“計劃電”的體制框架內(nèi)，即認為上網(wǎng)電價不能隨著電煤價格上漲而相應(yīng)提高是導(dǎo)致發(fā)電企業(yè)經(jīng)營困難的根本原因，解決辦法主要有以下四種:一是政府重新啟動煤電價格聯(lián)動政策，提高上網(wǎng)電價［1］。這種辦法最簡單，但是存在兩個缺陷，一方面上網(wǎng)電價大幅度提高國民經(jīng)濟難以承受，另一方面不利于在發(fā)電企業(yè)中形成成本控制機制。二是主張通過煤電縱向一體化等縱向整合措施來協(xié)調(diào)“煤電之爭”［2］。發(fā)電企業(yè)通過收購現(xiàn)有煤礦或者直接投資新建煤礦，滿足或者部分滿足自身用煤需求。五大發(fā)電集團公司都早已進行這種戰(zhàn)略投資，2011年五大發(fā)電集團煤炭產(chǎn)量合計達到2．26億噸，約占全國煤炭產(chǎn)量7．5%，平均煤炭自給率達到25%左右［3］。這種辦法沒有增加電煤供應(yīng)量，不是解決“煤電之爭”根本措施。三是建議政府在“計劃電”的前提下回到“計劃煤”的模式上，以電價倒推來確定電煤基準(zhǔn)價格并對電煤價格實施區(qū)間規(guī)制［4］。這個辦法有道理，但是不符合社會主義市場經(jīng)濟制度建設(shè)的大方向，況且計劃本身可能會誘導(dǎo)出供應(yīng)短缺，后果比價格上漲更加嚴重。四是繼續(xù)深化電力改革，在“市場煤”的基礎(chǔ)上實行“市場電”［5］。這個辦法是今后煤電管理體制改革的方向，但是，目前我國電力市場改革處在停滯狀態(tài);即使建立了市場，考慮到終端用戶承受能力的限制，補償高煤價的市場電價也未必能夠隨行就市，通過市場競爭機制傳導(dǎo)到電網(wǎng)環(huán)節(jié)或者銷售側(cè)。

本文認為，“煤電之爭”產(chǎn)生的原因分為兩個層次，第一層是電煤市場價格持續(xù)大幅度上漲;第二層次是上漲的燃料成本由于政府管制的原因不能通過上網(wǎng)電價傳導(dǎo)出去。電煤市場失靈是導(dǎo)致電煤價格上漲和產(chǎn)生“煤電之爭”的根本原因。政府首先應(yīng)該從完善電煤市場入手解決“煤電之爭”問題。主要措施是盡可能改善導(dǎo)致電煤市場失靈的限制性條件，適當(dāng)采取針對市場失靈的管制政策;對采取以上措施后仍然發(fā)生的價格矛盾啟動煤電聯(lián)動政策解決，保證發(fā)電企業(yè)獲得合理收益。

二、“煤電之爭”產(chǎn)生的原因

在“煤電之爭”產(chǎn)生的兩層次原因中，電煤市場價格上漲是最根本的原因，“市場煤”與“計劃電”的體制性矛盾只是派生性原因。

(一)第一層次原因：電煤市場失靈

關(guān)于“煤電之爭”產(chǎn)生的原因，理論界和學(xué)術(shù)界基本上局限在“市場煤”與“計劃電”的體制框架內(nèi)，即認為造成我國煤、電關(guān)系緊張的根源在于煤、電企業(yè)之間所形成的縱向價格雙軌制關(guān)系［6］。其實，這只是對問題的表面解釋，是不準(zhǔn)確和不全面的，并不利于煤電矛盾的解決。既然“煤電之爭”的核心是電煤價格持續(xù)大幅度上漲，那么市場價格變化首先就應(yīng)該從市場本身找原因，僅僅只是“市場煤”而不是“市場煤”與“計劃電”的體制矛盾才是煤炭價格上漲的真正原因。

1．電煤市場價格持續(xù)上漲的經(jīng)濟學(xué)解釋

微觀經(jīng)濟學(xué)市場均衡理論認為，市場機制會自動地誘導(dǎo)出使買賣雙方都認為合理的均衡產(chǎn)量和均衡價格。如果不能出現(xiàn)這種結(jié)果，就出現(xiàn)了市場失靈［7］。市場失靈也稱市場失敗，是經(jīng)濟學(xué)理論對市場機制不能發(fā)揮作用引導(dǎo)資源最優(yōu)配置和價格、產(chǎn)量均衡這種現(xiàn)象所下的定義。目前我國電煤市場表現(xiàn)出市場失靈，即電煤價格不斷走高，但是供應(yīng)量不能有效地上升和需求量也不能明顯地降低，從而使價格始終保持大幅攀升的情況。

圖1描述了電煤市場失靈的形成過程。假設(shè)Q0、P0分別表示電煤市場正常運行條件下電煤需求量與供給曲線相交時的初始均衡產(chǎn)量和均衡價格，則電煤市場的初始均衡點為a(Q0，P0)。2002年以來，受我國工業(yè)生產(chǎn)快速增長，尤其是金屬冶煉、設(shè)備制造等高耗能行業(yè)快速發(fā)展的影響，使我國電力需求保持持續(xù)高速增長，從而帶動了對電煤的需求。假設(shè)電煤需求曲線由D0向右平移到D1，此時電煤價格由P0上漲到P1。如果電煤市場是一般商品市場，在假設(shè)生產(chǎn)成本沒有發(fā)生變化的情況下，價格上漲P1－P0，一方面將刺激商品生產(chǎn)者增加供給，假設(shè)供給曲線由S0向右平移到S'1;另一方面則促使商品消費者提高商品利用效率或者抑制對商品的需求，假設(shè)需求曲線由D1向左平移到D'1。最終產(chǎn)生新的均衡點c(Q2，P0)，這時的均衡價格與初始均衡點a的均衡價格相同。這個結(jié)果說明，在一般商品市場中，價格提高后引起的需求和供給的變化會使價格回到初始的均衡點。不過，在電煤市場中，當(dāng)價格提高到P1后，供給不會有明顯或者對應(yīng)需求量的增加，同時需求也不會降低。假設(shè)電煤供給曲線由S0向右平移到S1，電煤需求曲線仍為D1，最終產(chǎn)生的均衡點為d(Q1*，P1*)。這樣均衡價格缺乏回到初始均衡點a(Q0，P0)的機制，電煤市場均衡價格會保持在P1*的水平，同時電煤價格上漲了P1*－P0。而在市場機制有效的一般商品市場中，價格即使有擾動變化，企業(yè)有可能獲得短期超額利益，但是，總會有市場力量將其拉回到初始的雙方利益相當(dāng)?shù)木恻c。

圖1 電煤市場供需均衡

2．電煤市場失靈原因分析

下面從電煤市場供需特點兩個方面對導(dǎo)致電煤市場失靈的原因作進一步分析。

(1)不是需求拉動

部分文獻認為供給不足是煤價偏離市場均衡的主要原因［8］。表1列出了2002—2010年間我國原煤供應(yīng)(產(chǎn)量)與需求(消費量)的數(shù)量及平衡的情況。數(shù)據(jù)表明，有6年的原煤供應(yīng)略大于原煤需求，只有3年的原煤供應(yīng)略低于原煤需求，平均相差不到0．3億噸，且最多不超過0．6億噸。假設(shè)不同消費用途的煤可以相互替代，同時不考慮我國煤炭資源分布與煤炭消費布局不協(xié)調(diào)所產(chǎn)生運力不足與限制因素，可以得出結(jié)論，近年來電煤市場供求基本上是平衡的。事實上，歷年國家發(fā)改委下發(fā)《關(guān)于做好煤炭產(chǎn)運需銜接工作的通知》預(yù)測我國煤炭市場供需總量基本平衡。并且，在全國及各地的電力監(jiān)管報告等相關(guān)資料中，沒有缺煤停機情況的統(tǒng)計。因此，即使部分放松上面的假設(shè)條件，可以認為電煤供給不足并不是造成電煤市場價格大幅上漲的主要原因［9］。

表1 我國原煤供應(yīng)(產(chǎn)量)與需求(消費量)比較 單位:億噸

(2)電煤市場需求剛性

在經(jīng)濟學(xué)中，價格往往通過供求關(guān)系的相互作用而在市場均衡時確定。對于一般商品市場而言，如果原材料價格高企業(yè)可以放棄購買，轉(zhuǎn)產(chǎn)或者使用其它替代品，然而，由于電力這種特殊商品具有供給與需求瞬時平衡的物理特點，而發(fā)電和電網(wǎng)公司作為公用事業(yè)單位，從中央企業(yè)履行社會責(zé)任的角度必須承擔(dān)普遍的發(fā)電和供電義務(wù)，且電力負荷本身具有很強的隨機性與不可預(yù)測性，以上特點決定了電力需求彈性幾乎為完全剛性［10］。如表2所示，Y．X．He等對不同價格波動程度情況下我國不同用戶的電力需求價格彈性做了定量分析［11］。

表2 不同用戶電力需求價格彈性系數(shù)的絕對值

在中國，煤/電兩大行業(yè)是唇齒相依的高度依存關(guān)系。據(jù)中電聯(lián)統(tǒng)計，2011年我國燃煤裝機達70667萬千瓦，占全國總裝機的66．93%，燃煤發(fā)電量為36913億千瓦時，占全國總發(fā)電量的78．18%，可以預(yù)測今后很長一段時間內(nèi)，中國能源結(jié)構(gòu)以煤為主的電源結(jié)構(gòu)不會改變。并且，就目前替代煤炭資源發(fā)電的技術(shù)條件而言，雖然太陽能、風(fēng)能、核能等已經(jīng)出現(xiàn)，但由于替代成本過高，這些能源并不能大規(guī)模地替代煤炭資源。再加上發(fā)電設(shè)備資產(chǎn)專用性的特點，當(dāng)電煤價格上漲時也不可能不用煤，不發(fā)電;而當(dāng)電煤價格下跌時，由于較大的儲存成本也不可能大量囤積。以上因素共同作用就使得發(fā)電企業(yè)對電煤的需求呈現(xiàn)明顯的剛性特征，即不管電煤價格如何變化，基于電能需求具體來講是電網(wǎng)調(diào)度計劃的電煤需求不可能減少。這正好解釋了圖1中電煤價格由P0上升到P1時，發(fā)電企業(yè)并未像一般商品需求者一樣減少需求從而使得需求曲線D1向左移動的原因。

(3)電煤市場供給的區(qū)域壟斷性

自2002年政府取消重點合同煤指導(dǎo)價以來，煤炭行業(yè)利潤率呈現(xiàn)逐年上升趨勢，已經(jīng)接近30%的高水平，明顯獲得了超額利潤(圖2)。但是煤炭企業(yè)逐年增加的超額利潤基本不是企業(yè)通過自身降本增效、提高勞動生產(chǎn)率等管理因素創(chuàng)造的。一般商品只要存在超額利潤時，會引起新的廠商進入市場，從而使得行業(yè)供給增加，最終到達初始均衡價格。但是電煤作為資源性商品，超額利潤并不能吸引更多的企業(yè)進入。任何地方都可以投資生產(chǎn)汽車，但是煤炭資源是有地區(qū)限制的，不是任何地方都可以投資生產(chǎn)煤炭，這就使得煤炭資源的開采具有明顯的區(qū)域壟斷性。為了追求超額利潤，煤炭企業(yè)可以通過合理的生產(chǎn)計劃安排或者組建煤炭企業(yè)銷售聯(lián)合體控制產(chǎn)量，人為制造稀缺，使市場價格維持在一個較高的水平。例如，1997年原開灤礦務(wù)局、峰峰礦務(wù)局、原霍州礦務(wù)局等煤炭企業(yè)成立了華北煉焦煤銷售聯(lián)合體;1998年陜西省政府組建陜西省煤炭運輸銷售集團公司;山西省的焦炭銷售聯(lián)盟，河南煤炭銷售總公司，2000年中國煤炭運銷協(xié)會和14個國家大型煉焦煤生產(chǎn)企業(yè)成立的中聯(lián)煤炭銷售有限責(zé)任公司，晉冀魯豫陜5省煤炭企業(yè)及神華集團實行了煤炭銷售聯(lián)席會議制度，西南、西北、東北地區(qū)煤炭企業(yè)實行了煤炭銷售聯(lián)席會議制度［12］。此外，歷屆煤炭訂貨會議上煤炭企業(yè)也組建起銷售“共同體”。例如，2005年全國重點煤炭產(chǎn)運需銜接會議上，河南成立了由13家煤炭企業(yè)共同組建的銷售“共同體”，在訂貨會上可協(xié)調(diào)、控制的煤炭量占全省煤炭總量的89%以上，鐵路運輸量占到87%［13］。由于發(fā)電企業(yè)對電煤需求呈現(xiàn)明顯的剛性特征，同時，區(qū)域性的煤炭銷售機構(gòu)在所在區(qū)域內(nèi)具有壟斷勢力，因此區(qū)域性煤炭聯(lián)合銷售機構(gòu)類似于串謀的歐佩克(OPEC)石油卡特爾，這樣煤炭銷售機構(gòu)能夠控制電煤的生產(chǎn)量和供應(yīng)量，從而抬高電煤價格獲得壟斷利潤。這就解釋了為什么圖1中電煤供給曲線彈性較大，并且在電煤價格上漲到P1時，但沒有帶動電煤供給曲線S0向右相應(yīng)移動到S'1的問題。

圖2 歷年煤炭行業(yè)權(quán)益利潤率

如果把運力因素考慮進來，電煤價格偏離初始均衡價格現(xiàn)象將更加明顯。目前，我國煤炭資源分布不均衡，特別是煤炭生產(chǎn)與消費同樣分布不均衡，這就形成了西煤東運、北煤南運的格局。但一直以來，鐵路運輸綜合投資能力不足的問題突出，難以滿足流通運輸需求。據(jù)國家統(tǒng)計局數(shù)據(jù)顯示，2011年，全國煤炭產(chǎn)量完成了35．2億噸，同比增長8．8%。同時，煤炭固定資產(chǎn)投資保持較快增長，全年完成4897億元，同比增長25．9%。然而未來幾年運力的增長很難與煤炭產(chǎn)需的增長相匹配。2011年鐵路運輸完成投資5767億元，同比下降22．5%，這一局面必將對今后幾年電煤有效供應(yīng)造成較大影響。

因此，電煤市場需求剛性、電煤市場供給的區(qū)域壟斷性與運力安排不足等3方面的因素捆綁在一起，使得電煤價格無法像一般商品一樣最終達到初始均衡價格。

(二)第二層次原因：政府電價政策兩難選擇

事實上，“煤電之爭”不僅是“市場煤”與“計劃電”之間的價格矛盾，而是涉及煤、電以及政府三大責(zé)任主體之間的系統(tǒng)性矛盾，更多地表現(xiàn)為發(fā)電企業(yè)與政府之間的“政電之爭”。由于目前的“煤電之爭”不僅牽涉到煤電雙方的利益還影響到國民經(jīng)濟的多個方面的內(nèi)容，因此，政府在電價政策的選擇上處于兩難困境。

(1)“煤電之爭”實際上是“政電之爭”

從煤電關(guān)系責(zé)任主體的角度分析當(dāng)前煤電價格機制現(xiàn)狀，可以發(fā)現(xiàn)這樣一個問題，即火電企業(yè)和政府往往把當(dāng)前煤電價格機制產(chǎn)生的問題歸因于煤炭企業(yè)，如煤炭企業(yè)提高價格，限制產(chǎn)量，煤質(zhì)摻假，重點合同煤履約率低等，從而提出了“煤電之爭”的說法。從表面上看，目前的“煤電之爭”是發(fā)生在煤炭企業(yè)與火電企業(yè)之間的價格博弈，但實際上卻是發(fā)生在政府與火電企業(yè)之間的“政電之爭”。

2001年以前，煤炭作為基礎(chǔ)性資源，由政府確定指導(dǎo)價，之后由企業(yè)協(xié)商，政府出面協(xié)調(diào)。自2002年以來，國家逐步放開電煤價格，宣布不再發(fā)布電煤指導(dǎo)價;2005年底，國家正式宣布從2006年開始，對電煤價格不再進行宏觀調(diào)控，取消了價格干預(yù)，讓電煤價格完全由市場調(diào)節(jié)，最終形成了以合同價為主進行煤炭交易并確定鐵路運量的市場格局。因此，煤炭企業(yè)在電煤市場中獲得的價格不論多高，只要是通過市場談判公平達成的，就不存在不合理，更不應(yīng)該受到批評和指責(zé)。當(dāng)然，煤炭企業(yè)在電煤市場交易中確實存在一些不合理的做法，如有些煤炭企業(yè)的重點合同煤履約率偏低;部分地方政府通過出臺限產(chǎn)保價措施，人為造成電煤市場缺少充分競爭，導(dǎo)致價格不能準(zhǔn)確反映市場供需關(guān)系。但從整體上看，煤炭企業(yè)還是在法律、法規(guī)允許的范圍內(nèi)生產(chǎn)經(jīng)營。市場講理性和規(guī)則，煤炭企業(yè)追求利潤最大化的行為只要是市場和法律法規(guī)允許的范圍內(nèi)運行，就應(yīng)該得到尊重和認可。因此，可以認為煤炭企業(yè)并不是當(dāng)前“煤電之爭”的責(zé)任主體。

排除煤炭企業(yè)的責(zé)任后，是否應(yīng)由發(fā)電企業(yè)來承擔(dān)責(zé)任即自己消化全部上漲的燃料成本呢?如果電力市場是一般性商品市場，那么火電企業(yè)承擔(dān)電煤價格上漲的責(zé)任是符合市場規(guī)律的。因為火電企業(yè)面對燃料價格上漲最簡單的做法就是通過提高上網(wǎng)電價把上漲的燃料成本傳導(dǎo)出去。但是電力行業(yè)作為關(guān)系國民經(jīng)濟的特殊行業(yè)，產(chǎn)能的進入或退出受制于國家經(jīng)濟發(fā)展的需要。目前的發(fā)電企業(yè)，一方面承擔(dān)著盈虧自負的企業(yè)責(zé)任，另一方面政府要求電力企業(yè)履行和承擔(dān)一定的社會責(zé)任，因此在與煤炭企業(yè)的談判中始終處于不利地位，無力拒絕電煤價格上漲。在現(xiàn)階段多家發(fā)電企業(yè)競價上網(wǎng)、電網(wǎng)企業(yè)獨家收購的市場格局中，火電企業(yè)的成本難以傳導(dǎo)給下游企業(yè);而且我國電網(wǎng)企業(yè)基本建設(shè)長期滯后，消化購電成本上漲的潛力也比較有限。在目前政府對上網(wǎng)電價和銷售電價嚴格管制、通貨膨脹持續(xù)的情況下，火電企業(yè)只能按照政府的要求銷售電能，這樣火電企業(yè)的成本更難以轉(zhuǎn)嫁給終端消費者［14］。

在電煤價格持續(xù)上漲、火電經(jīng)營虧損的情況下，火電企業(yè)不可能要求煤炭企業(yè)限價，但政府是可以的，尤其對一個機制上本身就存在缺陷的電煤市場。煤電聯(lián)動機制似乎是政府給出的一個臨時應(yīng)對“煤電之爭”的說法。通過學(xué)習(xí)借鑒國外的經(jīng)驗［15］，2004年12月國家出臺了煤電價格聯(lián)動政策，即電煤價格上漲的70%通過提高上網(wǎng)電價由電力用戶承擔(dān)，發(fā)電企業(yè)通過技術(shù)進步等方式負責(zé)消化剩余的30%，根據(jù)這個政策，國家于2005年5月和2006年6月兩次提高上網(wǎng)電價。但是，在實施兩次煤電價格聯(lián)動后，由于受經(jīng)濟社會發(fā)展各種因素影響，各級政府對電價調(diào)整態(tài)度謹慎，上網(wǎng)電價未能隨煤價上漲及時調(diào)整。例如，2007年，發(fā)電用煤價格持續(xù)上漲，且漲幅超過了煤電價格聯(lián)動機制規(guī)定的5%，五大發(fā)電企業(yè)集體上書國家發(fā)改委，要求在電煤價格漲幅大的重點區(qū)域啟動煤電聯(lián)動。但為了減緩電價調(diào)整對CPI的影響，同時考慮到發(fā)電企業(yè)盈利狀況尚好，沒有實施煤電價格聯(lián)動政策［16］。而2008－2010年，受經(jīng)濟大幅波動，尤其是政府對于通脹的全局考慮的影響，煤電聯(lián)動的時機與幅度均低于預(yù)期，部分犧牲了電力企業(yè)盈利。表3顯示了2005年以來上網(wǎng)電價實際調(diào)整調(diào)整的情況。從表中可以看出，按照2005年第一次煤電聯(lián)動前全國平均上網(wǎng)標(biāo)桿電價0．321元/千瓦時測算，7次上網(wǎng)電價實際調(diào)整幅度累計為26．79%，平均每次電價上調(diào)幅度僅為4．56%。

事實上，如果將歷年的電煤價格波動完全納入到煤電價格聯(lián)動政策中，上網(wǎng)電價將比實際的電價調(diào)整要高出很多。表4顯示了2005年以來上網(wǎng)電價按照煤電聯(lián)動政策調(diào)整的情況。從表4中可以看出，除2011年標(biāo)煤單價漲幅小于5%外，其余年份均大于5%，符合煤電價格聯(lián)動政策的要求。2005年以來平均上網(wǎng)電價按照煤電價格聯(lián)動政策的調(diào)整幅度為89．72%，平均每次上調(diào)幅度為12．82%，比實際上網(wǎng)電價調(diào)整幅度高出近3倍。因此，在煤電矛盾不斷激化的情況下，只有政府才是“煤電之爭”的責(zé)任主體。

表3 2005年以來上網(wǎng)電價實際調(diào)整情況

表4 2005年以來上網(wǎng)電價按照煤電聯(lián)動政策應(yīng)該調(diào)整結(jié)果

(2)政府電價政策選擇的兩難困境

對于發(fā)電企業(yè)而言，通過執(zhí)行煤電價格聯(lián)動政策能夠有效地將電煤價格上漲導(dǎo)致的損失傳導(dǎo)出去從而彌補成本、提高利潤，但對于用電企業(yè)而言，意味著生產(chǎn)成本的上升和利潤的下降，特別是電價調(diào)整將使面向出口的中小企業(yè)面臨人民幣升值、融資困難、生產(chǎn)成本上漲、外需低迷等因素疊加的不利局面。此外，如果居民終端銷售電價上調(diào)，將會加大居民用電開支。電價尤其是居民電價是CPI的組成部分，電價調(diào)整短期內(nèi)必然會推動物價總水平的上升。如表5所示，Y．X．He等測算了四種上網(wǎng)電價上調(diào)幅度對宏觀經(jīng)濟指標(biāo)的影響［17］。按照煤電價格聯(lián)動政策對上網(wǎng)電價進行調(diào)整，2005年以來的上網(wǎng)電價年平均漲幅接近10%。因此，參照表5中的數(shù)據(jù)可以得到:按照煤電價格聯(lián)動政策的上網(wǎng)電價調(diào)整對國民經(jīng)濟宏觀指標(biāo)造成了不同程度的影響，其中使得 CPI上漲0．62%、總產(chǎn)出下降0．31%、GDP下降0．24%。一般認為，CPI在1%范圍內(nèi)的變動是溫和的，可以接受的水平，因此電價上調(diào)在15%以內(nèi)，完全在居民可承受范圍內(nèi)［18］。但是2007年、2008年兩年的平均上網(wǎng)電價上調(diào)幅度約20%，相應(yīng)地，電價上調(diào)使得CPI上漲1．2%，完全超出了消費者所能接受的水平。此外，上網(wǎng)電價上調(diào)20%還使得國內(nèi)生產(chǎn)總值下降0．43個百分點，從表面上看下降不是很明顯，但是按照2007和2008年當(dāng)時的國內(nèi)生產(chǎn)總值測算，GDP下降0．43百分點會分別帶來1146億元和1356億元的國民經(jīng)濟損失，顯然這樣的損失政府難以承受。因此，在電價政策選擇上，如何既能夠保障發(fā)電企業(yè)獲得合理收益又使得電價調(diào)整不至于對國民經(jīng)濟各要素造成太大的影響，政府處于兩難的困境。

表5 電價上調(diào)對宏觀經(jīng)濟指標(biāo)影響 單位:%

三、“煤電之爭”產(chǎn)生的影響

“煤電之爭”的影響直接表現(xiàn)在發(fā)電企業(yè)經(jīng)營困難和虧損上，但是，決定性影響表現(xiàn)在發(fā)電企業(yè)失去正常生產(chǎn)經(jīng)營和擴大再生產(chǎn)能力，不能保證電力供應(yīng)的結(jié)果上。

(一)對發(fā)電企業(yè)經(jīng)營業(yè)績的影響

在電煤價格持續(xù)大幅上漲的情況下，發(fā)電企業(yè)通過節(jié)能降耗、摻配摻燒低價劣質(zhì)煤、機組結(jié)構(gòu)“上大壓小”等降低發(fā)電成本，最大限度地提高企業(yè)經(jīng)濟效益?！笆晃濉逼陂g，全國供電煤耗平均累計下降37克標(biāo)準(zhǔn)煤/千瓦時，2010年全國6000千瓦及以上火電機組平均供電煤耗下降到333克標(biāo)準(zhǔn)煤/千瓦時，超過“十一五”規(guī)劃目標(biāo)值22克，達到世界先進水平;全國上大壓小、關(guān)停小火電機組7682．5萬千瓦。但由于電煤價格的上漲幅度遠遠超過發(fā)電企業(yè)節(jié)能降耗以及政府上調(diào)上網(wǎng)電價的幅度，發(fā)電企業(yè)成本壓力大幅增加。而且本該按照國務(wù)院電力體制改革5號文件要求在發(fā)電環(huán)節(jié)建立電力市場，實施“競價上網(wǎng)”，由于種種原因擱淺。上網(wǎng)電價繼續(xù)承襲了電改前“政府管制”的定價模式，以及因CPI指數(shù)的高位和2007年發(fā)電企業(yè)仍保持高利潤、高增長等因素影響屢屢執(zhí)行不到位的煤電價格聯(lián)動政策，火電企業(yè)逐步進入“虧損時代”。尤其是2008年以來，煤炭價格持續(xù)大幅度上漲以及以火電為主的電源結(jié)構(gòu)和約70%的燃料成本構(gòu)成，致使火電企業(yè)的收益通過煤價杠桿這只“無形的手”連年被轉(zhuǎn)移給了煤炭企業(yè)［19］。國家統(tǒng)計局數(shù)據(jù)顯示，2011年度火電行業(yè)實現(xiàn)利潤總額為206億元，同比下降33%，而2011年全國規(guī)模以上煤炭企業(yè)利潤總額達到4341．7億元，為火電行業(yè)利潤總額的20倍。即便征收5%的資源稅之后，2011年煤炭行業(yè)的銷售利潤率為13．32%，高于發(fā)電行業(yè)8．75個百分點［20］。同一產(chǎn)業(yè)鏈上相互依存的兩個產(chǎn)業(yè)經(jīng)營狀況明顯出現(xiàn)冰火兩重天的局面。

以五大發(fā)電集團為例，由于煤價高企，2008年-2010年，五大發(fā)電集團火電業(yè)務(wù)累計虧損額達到近600億元(表6)。2010年，五大發(fā)電集團所運營的436個火電企業(yè)中，虧損面已達54%;其中85個資產(chǎn)負債率超過100%的電廠處于破產(chǎn)境地，占比高達19%。2010年五大發(fā)電集團火電虧損額已經(jīng)高達137億元，而到了2011年火電業(yè)務(wù)繼續(xù)巨額虧損達312．2億元，同比增虧127．74%。由于虧損嚴重，2011年中電投將漳澤電力控股權(quán)轉(zhuǎn)讓予山西大同煤業(yè)，成為五大電力集團旗下深陷虧損的火電上市公司控股權(quán)出讓的第一例。

表6 2008-2010年五大發(fā)電集團火電業(yè)務(wù)利潤情況單位:億元

(二)缺電及其社會損失

事實上，發(fā)電企業(yè)火電業(yè)務(wù)虧損僅僅是“煤電之爭”所反映的一個方面。進一步分析，煤炭價格大幅上漲，大批電廠盈利無望，而上網(wǎng)電價又受政府管制，發(fā)電企業(yè)無法將快速增加的燃料成本轉(zhuǎn)嫁出去，電廠發(fā)電積極性嚴重受挫，設(shè)備利用率處于較低水平。在虧損嚴重的情況下火電企業(yè)紛紛以“檢修機組”為名減少“發(fā)電越多，虧損越多”的困境。2011年中部多個省份超過50%的火電機組處于停機檢修狀態(tài)。電煤價格不順，除短期內(nèi)致使企業(yè)發(fā)電意愿不強外，還嚴重影響到了行業(yè)的投資積極性。據(jù)《電力監(jiān)管年度報告(2011)》數(shù)據(jù)顯示，2011年全國電源投資總額同比下降6．48%，其中火電投資下降26%。電源投資下降勢必對電力供應(yīng)保障能力產(chǎn)生不利影響。當(dāng)電力供應(yīng)緊張甚至滿足不了需求時，為減輕電網(wǎng)壓力必須采取各種措施限制用電，拉閘限電便成為反映“電荒”的最直觀指標(biāo)［2］。表7匯總了2002年以來我國“電荒”情況。

作為“十二五”的開局之年，2011年我國遭遇了2004年以來最嚴重的“電荒”，“電荒”幾乎貫穿全年，并逐漸由“時段性的”、“局部的”向全國大范圍蔓延，并導(dǎo)致大面積的電力缺口［21］。2011年，由于缺煤停機、增加機組檢修等原因?qū)е氯珖?7個省份缺電達6008萬千瓦。其中，中東部經(jīng)濟發(fā)達省份“電荒”尤為明顯，占總電力缺口的77．6%。甚至一度出現(xiàn)了煤炭輸出大省山西省缺電440萬千瓦、“西南煤海”貴州省缺電127萬千瓦的情況。此外，一些中東部省份電力缺口占本省總電力裝機容量的比重較大，其中湖南省尤為明顯，缺口占比高達近20%(圖3)。

表7 2002年以來我國缺電情況

圖3 2011年我國各省缺電情況

電力是國民經(jīng)濟的晴雨表，對于我國經(jīng)濟發(fā)展至關(guān)重要。2011年我國87．97%的電力消耗用于生產(chǎn)方面，只有12．03%的電力用于家庭消費。因此，不足的電力供給必將對我國的經(jīng)濟增長產(chǎn)生嚴重的負面影響［22］。據(jù)統(tǒng)計，2003年浙江省因缺電影響經(jīng)濟增長達0．7～1．0個百分點;2004年“電荒”對全國經(jīng)濟的影響超過0．6個百分點，按照當(dāng)時國內(nèi)生產(chǎn)總值計算，“電荒”帶來的損失至少為821．26億元;雖然2011年“電荒”對我國經(jīng)濟的影響不到0．3個百分點，但“電荒”對國民經(jīng)濟的損失卻達到1415億元，遠遠超過2004年［23］。因此，可以認為，如果不盡快解決“煤電之爭”問題，未來局部的、潛在的缺電可能成為常態(tài)，并最終嚴重干擾國民經(jīng)濟的發(fā)展。

四、解決“煤電之爭”的對策

解決“煤電之爭”是有效緩解我國電力緊張局面進而提高經(jīng)濟運行效率和國民經(jīng)濟福利的迫切需要。針對當(dāng)前“煤電之爭”產(chǎn)生的兩個層次的原因，本文認為，完善電煤市場機制并實施一定的管制措施予以配合是糾正電煤市場失靈，抑制電煤價格過度上漲的基本對策。如果有管制的電煤市場機制仍然不能有效發(fā)揮作用，把電煤價格控制在合理的范圍，政府就只能啟動煤電價格聯(lián)動政策。

(一)優(yōu)先完善電煤市場機制

通過多年的市場經(jīng)濟體制建設(shè)，我國煤炭產(chǎn)業(yè)市場化程度不斷提高，市場化進程不斷深化。目前，煤炭交易市場化的時機已經(jīng)成熟，電煤市場化已成為經(jīng)濟發(fā)展的必然趨勢。因此，在處理“煤電之爭”的過程中首先應(yīng)建立合理的電煤價格穩(wěn)定機制并充分發(fā)揮市場機制的調(diào)節(jié)作用。具體而言，可以從以下4個方面入手。

1．增加電煤有效供給。短期內(nèi)建議國家要加大新煤炭建設(shè)的力度，加快建設(shè)大型煤炭基地，培育大型煤炭企業(yè)集團，同時加大老礦更新改造力度和安全生產(chǎn)的投入，挖掘生產(chǎn)潛力，增加煤炭產(chǎn)量，保障電煤供應(yīng)，增加有效供給。同時，還應(yīng)建立國家煤炭應(yīng)急儲備制度。目前國家發(fā)展委已經(jīng)出臺了相應(yīng)的辦法，但是要進一步落實。為了充分發(fā)揮煤炭儲備在保障供給和穩(wěn)定煤炭價格的作用，結(jié)合煤炭調(diào)運網(wǎng)絡(luò)，可以建立以地方儲備、企業(yè)儲備、現(xiàn)貨儲備為主、應(yīng)急儲備和日常儲備相結(jié)合的儲備機制，測算不同省區(qū)的煤炭儲備規(guī)模，統(tǒng)一規(guī)劃煤炭儲備基地，加快構(gòu)建包含中央儲備管理部門、地方儲備管理部門、儲備企業(yè)的煤炭儲備管理體系，建立煤炭儲備管理體制和政府監(jiān)督、市場運作、企業(yè)主導(dǎo)的儲備運行機制。

2．限制不合理電煤需求。第一，完善差別電價政策，限制高耗能用電量需求，促進經(jīng)濟發(fā)展方式轉(zhuǎn)變。價格作為利益調(diào)節(jié)的重要杠桿，在加快推進經(jīng)濟發(fā)展方式轉(zhuǎn)變中有著不可替代的重要作用。由于我國電力市場化改革才剛剛破題，差別電價成為中央政府推進產(chǎn)業(yè)結(jié)構(gòu)調(diào)整和節(jié)能減排的政策工具。我國從2004年開始對高耗能企業(yè)實行差別電價政策，將電解鋁、鐵合金、電石、燒堿、水泥、鋼鐵、黃磷、鋅冶煉8個高耗能行業(yè)區(qū)分淘汰類、限制類、允許和鼓勵類企業(yè)試行了價格水平不一樣的差別電價政策。差別電價對有效遏制了高耗能行業(yè)盲目發(fā)展，減少高耗能企業(yè)對電能的過分消耗并間接性地減少發(fā)電企業(yè)對電煤的需求具有明顯的導(dǎo)向作用。因此，各級政府應(yīng)該嚴格執(zhí)行差別電價政策，充分發(fā)揮差別電價的調(diào)節(jié)作用。第二，調(diào)整電源結(jié)構(gòu)，減少對電煤需求的過分依賴。目前，國外電源結(jié)構(gòu)差異很大，沒有統(tǒng)一的標(biāo)準(zhǔn)可以參考。美國是西方發(fā)達國家中與我國電源結(jié)構(gòu)最接近的國家。1990-2008年，美國煤電在發(fā)電總量中的比重始終維持在50%上下，2009為45．65%，比我國2009 年的 81．67%低近 36%［24］。由于電源結(jié)構(gòu)取決于許多因素，本文很難說明我國合理的電源結(jié)構(gòu)標(biāo)準(zhǔn)。不過，從長遠來看，這種過分地依賴某種一次能源的電源結(jié)構(gòu)不僅是不經(jīng)濟的(因為需要量大而導(dǎo)致成本高)，也是不安全的(如果一次能源供應(yīng)受到影響則整個電力工業(yè)都會受到影響)，因此，可以認為是不合理的。因此，建議國家有關(guān)部門組織研究我國電源結(jié)構(gòu)的最優(yōu)比例及其變化規(guī)律及其相關(guān)問題。

3．取消電煤價格雙軌制。自1993年開始，政府進行煤炭價格部分市場化改革。當(dāng)時為了確保電價穩(wěn)定，國家設(shè)定了國有大型電廠的電煤價格，從而形成“重點合同煤”與“市場煤”之間的價格雙軌制。有關(guān)統(tǒng)計顯示，近些年來，“市場煤”與“重點合同煤”之間的差價逐年增加，價差已由2003年的33．3元/噸，增加到2010年的近200元/噸。由于重點合同電煤和市場煤存在較大的價差，一些發(fā)電企業(yè)發(fā)電的利潤還不如倒賣電煤的利潤，部分電廠選擇直接倒賣電煤。雖然該做法并不是很普遍，但是也多次出現(xiàn)過這樣的現(xiàn)象。從表面上看，電煤重點合同價長期低于煤炭市場價，使得煤炭產(chǎn)業(yè)的利潤被轉(zhuǎn)移到電力產(chǎn)業(yè)，但實際上，電煤價格雙軌制不僅不利于發(fā)電企業(yè)間的公平競爭，還導(dǎo)致煤炭價格扭曲，電煤價格信號失真，電煤市場供需關(guān)系緊張，同時也為相關(guān)政府部門和企事業(yè)單位提供了尋租空間，容易引發(fā)腐敗。因此，本文建議取消電煤價格雙軌制，建立全國性和地區(qū)性的電煤現(xiàn)貨和期貨交易市場。

4．建立合理有序的電煤運輸市場。針對長期存在的運力瓶頸，政府應(yīng)當(dāng)規(guī)劃特別強調(diào)要加快煤炭運輸通道建設(shè)，充分利用我國的鐵路、水路及公路運輸能力，并合理擴建相應(yīng)運輸基礎(chǔ)設(shè)施。在電煤需求的高峰期，優(yōu)先安排電煤的運輸，同時建立電煤公路運輸快速通道制度，為電煤的運輸開辟綠色通道，以提高電煤合同兌現(xiàn)率，彌補火電企業(yè)電煤的缺口。此外，近年來，隨著我國煤炭開發(fā)中心的繼續(xù)西移和北移，煤炭運輸需求進一步增加。為解決我國煤炭運輸中存在的瓶頸問題，未來應(yīng)該加快發(fā)展輸電，實現(xiàn)輸煤與輸電并舉。大力發(fā)展輸電，充分發(fā)揮電網(wǎng)在資源配置方面的作用，有利于優(yōu)化我國煤炭運輸總體格局，從根本上解決我國煤、電、運矛盾。

(二)采取適度管制措施糾正電煤市場失靈

既然電煤市場是有缺陷的市場，那么完全通過市場機制的作用并不能使電煤市場恢復(fù)到初始均衡點，這時候就需要政府管制的介入以彌補其中的缺陷，所以政府應(yīng)該制定系統(tǒng)的管制政策，同時也要注意邊界，不能無原則地直接干預(yù)煤電企業(yè)經(jīng)營活動。

1．建立和完善電煤價格的臨時干預(yù)機制，包括實行價格上限制度。為了緩解火電行業(yè)由于煤價大幅上漲帶來的嚴重虧損，國家發(fā)改委于2008年6月19日對全國電煤價格進行了臨時干預(yù)，規(guī)定全國煤炭生產(chǎn)企業(yè)供發(fā)電用煤，包括重點合同電煤和非重點合同電煤，其出礦價(車板價)均以2008年6月19日實際結(jié)算價格為最高限價;2011年11月29日國家發(fā)改委再次發(fā)出通知，在全國范圍內(nèi)對電煤實施臨時價格干預(yù)措施:適當(dāng)控制合同電煤價格上漲幅度，同時對市場交易電煤實行最高限價。對電煤實行臨時價格干預(yù)，并采取相關(guān)調(diào)控措施，是依照《價格法》的相關(guān)規(guī)定，綜合考慮煤炭市場供求狀況、煤炭價格變動對火電企業(yè)發(fā)電成本影響、煤炭生產(chǎn)經(jīng)營企業(yè)承受能力等多方面因素后實施的，因此，該舉措對規(guī)范煤炭市場秩序，保持煤炭市場價格穩(wěn)定，促進煤炭、電力行業(yè)協(xié)調(diào)發(fā)展具有重要作用。當(dāng)然，對煤炭市場的臨時干預(yù)實在電煤供需緊張、電煤價格大幅上漲的背景下提出的，當(dāng)煤炭市場供求基本平衡，電煤價格在全國范圍內(nèi)趨于穩(wěn)定后，國家發(fā)改委應(yīng)當(dāng)及時解除臨時價格干預(yù)措施。

2．對煤炭企業(yè)濫用市場勢力的不正當(dāng)競爭行為進行監(jiān)管。電煤市場價格持續(xù)上漲也與煤炭企業(yè)使用市場勢力有直接關(guān)系。本來電煤市場的價格信號的作用就不明顯，另一方面，起源于電煤計劃管制體制時期的煤炭企業(yè)聯(lián)合銷售等做法明顯涉及到了濫用市場勢力和不正當(dāng)競爭的問題，有些甚至省級地方政府直接參與了，如山西省全省煤炭銷售“五統(tǒng)一”，明顯不符合市場經(jīng)濟規(guī)則，中央政府相關(guān)部門應(yīng)該明令禁止。

3．建立電煤質(zhì)量長效監(jiān)管機制。在煤炭供不應(yīng)求和高煤價下，摻雜使假情況比較普遍，劣質(zhì)煤在市場上橫行。據(jù)統(tǒng)計，2000年，全國原煤平均發(fā)熱量為5082大卡，2007年原煤平均發(fā)熱量為4539大卡，下降了10．7%。2000年至2005年，山西全省電煤發(fā)熱量下降741大卡，如果按標(biāo)煤單價300元/噸計算，意味著噸煤成本提高32元/噸，電煤質(zhì)量的下降進一步推高了火電企業(yè)的電煤成本［25］。因此，各級政府特別是省級政府應(yīng)該建立電煤質(zhì)量長效監(jiān)管機制，首先應(yīng)該明確重點監(jiān)管區(qū)域和重要整治時段。其次，通過派員駐廠對重點整治煤礦監(jiān)督抽查、現(xiàn)場檢測、執(zhí)法檢查等，確保電煤供應(yīng)穩(wěn)定。最后針對目前市場上電煤供需中存在的質(zhì)量、計量違法行為，予以嚴厲打擊。

(三)煤電價格聯(lián)動政策提供最后保障

考慮到發(fā)電企業(yè)經(jīng)營困難和虧損必將影響電力供應(yīng)，給國民經(jīng)濟造成更大的損失，在有管制的電煤市場仍然不能將電煤價格控制在使發(fā)電企業(yè)獲得合理報酬的情況下，作為治理“煤電之爭”問題的對策的制度安排，政府必須啟動煤電價格聯(lián)動政策。

煤電價格聯(lián)動政策是國家采取市場手段理順煤電矛盾的重要措施。在電價體制改革尚未到位、競爭性電力市場尚未建立的條件下，該機制仍是解決煤電矛盾的有效措施。目前，國家并沒有明確規(guī)定取消煤電價格聯(lián)動政策，而且煤電聯(lián)動并非我國獨有［26］。例如，在美國，發(fā)電競價上網(wǎng)以前，上網(wǎng)電價與銷售電價均分為基價和燃料調(diào)整費用兩部分。其中基價由聯(lián)邦政府核定，上網(wǎng)電價的燃料費用實行浮動，銷售電價的燃料調(diào)整費用與電廠燃料調(diào)整費用聯(lián)動。當(dāng)電廠燃料價格變動時，電廠自動調(diào)整與電網(wǎng)結(jié)算的燃料調(diào)整費用標(biāo)準(zhǔn)，電網(wǎng)則相應(yīng)調(diào)整用戶電費單中的燃料調(diào)整費。電廠燃料增支可以全部通過電價轉(zhuǎn)移出去。聯(lián)動周期最短為1個月［27］。此外，日本實行的是“燃料費調(diào)整制度”，對應(yīng)于燃料費的變動，收費每3個月進行一次自動調(diào)整，每次調(diào)整以海關(guān)統(tǒng)計所公布的上一季度各種燃料進口價格3個月平均值為依據(jù)。當(dāng)然，經(jīng)過多輪煤電聯(lián)動，政策中其它一些規(guī)定也可以考慮修改。例如，發(fā)電企業(yè)自行消化30%的比例明顯過高，已經(jīng)沒有再消化能力，因此，需要制定適合火電企業(yè)的消化比例。

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