煤炭、电力企业与政府博弈：契约机制与市场界别，本文主要内容关键词为：契约论文,煤炭论文,电力企业论文,机制论文,政府论文，此文献不代表本站观点，内容供学术参考，文章仅供参考阅读下载。
中国火力发电已经超过发电总量的80%，而国内火力发电基本以煤炭作为能源。1994年煤炭价格市场化以来，煤炭企业、电力企业和政府三方围绕发电用煤（以下简称电煤）价格的争执与博弈持续不断。这种争执与博弈先是表现为，2000年前后煤炭需求不足市场销售疲软时，电力企业不按政府牵头组织的煤炭订货会所签购煤契约采购电煤、借故长期拖欠煤炭企业货款，后是表现为2006年前后煤炭需求旺盛时发电企业无法按照契约规定价格采购到所需电煤，并不时出现因电煤供应断档而使火电机组停机的现象①。
针对围绕电煤价格的上述争执与博弈，一些学者提出实行煤电纵向一体化、签订长期契约等煤电纵向交易机制[1][2][3]。政府也意识到自身卷入电煤价格博弈的弊端，2009年底国家发改委发布了《关于完善煤炭产运需衔接工作的指导意见》，明确煤炭产运需衔接采取网上汇总的方式，政府不再干涉电煤契约谈判，继续推进煤炭订货改革，鼓励供需双方签订长期契约。在政府“有形之手”淡出煤电之争，煤电交易被交还给市场的形势下，中国煤电纵向交易关系如何选择，则成为迫切需要研究与解决的问题。虽然学者提倡、政府鼓励电煤供需双方签订长期契约，但是未来供求形势不确定性引发的电煤供需双方对价格走向的显著分歧，以及目前信用环境下契约双方对交易对方履约风险的严重担忧，制约了长期契约应用，并成为煤电纵向交易关系选择过程中不可回避的重要问题。
美国是除中国以外最大的电煤消费大国，同时燃煤发电量占美国总发电量的一半左右。经过长期的市场经济环境的洗礼和电力市场化改革的考验，特别是在20世纪70年代石油危机期间经历过与中国煤电市场类似的“煤电之争”之后，美国国内形成了成熟而稳定煤电纵向交易关系。而且，国际上对煤电纵向交易关系的重要实证研究几乎仅限于对美国的研究，主要包括纵向一体化与长期契约之间的权衡，长期契约的有效性及契约设计，煤电纵向交易关系各方市场控制力对租金分配的影响。因此，对美国电煤市场及其煤电纵向交易关系的分析，会有助于破解中国煤电纵向交易关系困局。在交易成本理论和契约理论的框架下，通过中美两国的比较，对中国煤电纵向交易方式进行权衡与选择，进而针对制约电煤长期契约在中国应用的关键因素，提出中国电煤长期契约机制的设计思路。
一、中美煤炭市场比较
对中美煤炭市场比较作如下比较：
（一）总体状况
中美两国同为全球煤炭资源、煤炭生产与消费大国，2008年中美两国煤炭资源、生产与消费状况见表1。同时，中美两国是全球为数不多的电煤消费大国，煤炭消费以电煤消费为主，而且两国电力行业煤炭消费占煤炭消费总量的比重均处于不断上升趋势（见表2）。
（二）煤炭储量与生产的地区分布
中美两国国土面积大，煤炭储量与生产在国内各地区之间的分布严重不均衡。中国煤炭资源在地理分布上的总格局是西多东少、北富南贫，而且主要集中分布在目前经济还不发达的山西、内蒙古、陕西、新疆、贵州、宁夏等6省区，它们的煤炭资源总量占全国煤炭资源总量的80%以上；2007年山西、内蒙古、陕西和河南四省区的煤炭产量分别占全国的24%、14%、8%和7.6%，而其他省级行政区的煤炭产量约占全国的46%。由煤炭储量决定，中国西部地区煤炭产量所占比重呈现不断提升的趋势。
美国煤炭产区集中在阿巴拉契亚地区（主要是亚拉巴马、肯塔基（东部）、宾夕法尼亚、弗吉尼亚、西弗吉尼亚州）、中央地区（主要是伊利诺伊、印第安纳、肯塔基（西部）、德克萨斯州）、西部地区（主要的科罗拉多、蒙大拿、新墨西哥、北达科他、犹他和怀俄明州），2008年阿巴拉契亚地区、中央地区、西部地区的煤炭
（三）煤炭消费的地区分布与区域间调运
中国煤炭需求与区域的经济发达程度紧密相联。中国东部地区特别是东南沿海地区经济发达，对作为能源与工业原料的煤炭需求旺盛。2007年，作为国内煤炭需求数量最大的省份的山东省，消费煤炭3.17亿吨，河北、河南、江苏、辽宁、浙江、广东等省份该年的煤炭消费都在3亿到1亿吨之间；这些东部省份（不含河南省）当地的煤炭产量最多满足本省近一半的煤炭需求（如山东省超过54%的煤炭消费量需要从省外净调入），广东省1.26亿吨煤炭的需求则完全需要从省外调入来解决。
在中国煤炭工业发展“十一五”规划中，划分出7个煤炭规划区，其中位于东部的京津冀、东北、华东、中南规划区为主要的煤炭调入区，中部的晋陕宁内蒙古为煤炭调出区，西部的西南、新甘青藏为煤炭自给区。2005年各规划区的煤炭调入调出情况如表3所示。山西、内蒙古和陕西是中国三个最主要的煤炭净调出区域，2007年这三个区域煤炭净调出量达6.3亿吨，占各区域净调出总量的98.59%。这种煤炭区域间调入调出在地理空间上表现为“北煤南运、西煤东运”。在这种煤炭运输的地理空间格局下，中国区域间煤炭运输不仅运量大，而且运距长，主要采用铁路、海运和内河水路运输。占调入量一半以上的华东规划区的煤炭运输则基本采用先通过铁路东运然后通过海轮南运的运输方式，2009年秦皇岛等北方港口发运煤炭约为4.33亿吨。
在美国90%以上的煤炭消费用于发电。在美国中西部东北地区、中西部西北地区、南大西洋地区、东南地区、西部山区煤炭发电占这些地区发电量的一半以上。在电煤消费数量方面，2008年德克萨斯州超过1亿吨，印第安纳州、伊利诺伊州、俄亥俄州、宾夕法尼亚州的电煤消费数量也都超过0.5亿吨。同中国一样，美国也存在煤炭产出地域与消费地域在地理空间相距很远的问题，电煤平均运输距离已经超过1100公里，而西部山区所产电煤的平均运输距离已经超过1700公里。电煤运输主要以怀俄明、西弗吉尼亚、肯塔基三州为起点，采用铁路运输为主（占70%以上），辅以内河驳船与公路运输。
二、煤电纵向交易关系选择
在对中美两国比较的基础上，对中国煤电纵向交易方式进行权衡与选择。
（一）交易成本理论与纵向交易关系选择
像煤电这样处于上下游的产业其纵向交易安排，可以包括从纵向一体化这一极端到瓦尔拉斯竞价市场交易（通常又称现货市场交易）这另一极端之间的一系列交易安排。除了这两个极端外，还包括各类设定具体条款的契约交易机制（最简单划分为短期契约、长期契约）②。遵循Coase、Williamson、Klein等开创并发展的交易成本理论，各类交易安排产生的目的是降低交易成本[4]。交易成本经济学的最基本原理就是，可选组织纵向交易安排的有效性取决于对这些交易安排各自总交易成本的比较。也就是说，纵向交易相关方所选择的交易安排必然使交易关系总成本最小化。
Joskow将交易成本概括为如下几类：谈判和缔结契约的成本，监督契约绩效的成本，强制执行契约约定的成本，以及违约的相关成本。每一类成本包含获取与处理信息的成本，司法成本，组织成本，以及无效率（即新古典经济学意义上无效率）定价与生产行为带来的成本[5]。如下五个方面的因素影响交易成本性质与大小，进而决定了纵向交易关系的选择。
1.交易的不确定与复杂程度。市场交易的不确定性与复杂性，意味着契约缔约、管理与执行契约成本的增加，并使传统市场交易契约（主要是指条款设计简单的契约，如现货交易、短期契约）的不完全性问题凸显出来③。因此，当交易趋于不确定和复杂时，纵向一体化机制以及与此接近的结构化契约机制相对于传统市场交易契约机制更具吸引力。
2.交易方需要做出交易专用性沉没投资的程度。交易专用性沉没投资会带来准租金性质的超额利润。随着交易方所需交易专用性沉没投资程度的提高，准租金性质的超额利润增加，（特别是交易契约不完全性显著的情况下）交易方采取机会主义行为的激励增强，而机会主义行为倾向不仅增加了管理与执行契约的成本，而且降低了交易专用性沉没投资的愿意。面对上述问题，交易双方更倾向选择纵向一体化机制以及与此接近的结构化长期契约机制而不是现货交易、短期契约之类传统市场交易契约。
3.纵向一体化带来的不经济性的程度。与市场交易契约机制相比，虽然纵向一体化节约了企业外部交易的成本，但纵向一体化机制自身也存在不经济性问题，纵向一体化不但可能牺牲独立的专业化生产企业在规模、范围、学习等方面经济性，而且相对于市场交易机制增加了企业内的机制、控制等管理成本。因此，纵向一体化带来的不经济性程度的增加，降低了纵向一体化机制相对于市场交易契约机制的吸引力。
4.交易的频繁程度。对于需要持续性进行同一类商品纵向交易（电煤交易就是如此）的交易方来说，频繁的交易不仅增加交易双方识别与克服契约机制所连带机会主义行为的能力，而且使长期契约交易相对于短期契约交易更具吸引力，因为以少量（甚至少到一次）长期契约交易替代许多次现货交易或短期契约能够显著降低交易成本（特别是谈判和缔结契约的成本）。
5.契约条款的设计。契约机制相对于纵向一体化机制的劣势在于契约或多或少都存在不完全性。但是，可以通过相应契约条款的设计使不完全契约变得趋于完全。在一个涉及比较长的时间期限的契约中，交易双方为适应不断变化的环境可以设计灵活的契约条款。长期契约中的价格调整条款和价格结构都有助于降低交易双方的机会主义激励与机会主义行为[6]。因此，当纵向一体化的不经济性问题显著时，有利于克服机会主义行为的契约条款设计使长期契约机制能够优于纵向一体化机制。
（二）美国的选择
20世纪80年代初期的美国，还未实行电力行业市场化改革，对电力行业实行市场准入、价格等方面的政府规制，而电煤市场则完全实行价格市场化。这种体制与中国现行的体制基本相同。
根据Joskow研究，1982年美国只有不到15%的电煤供应是由纵向一体化机制完成的，即由电厂的所有者（包括合资公司的一方股东）拥有的煤矿提供所用电煤；拥有煤矿的电厂中，只有一半实现了煤电完全一体化，即所用电煤完全由所属煤矿提供；美国当时最大的20家电厂中，超过半数未实行煤电纵向一体化，甚至一些电厂因政府对电煤内部转移价格的规制不利于企业，正试图将所属煤矿剥离出去；美国煤电行业之间的纵向一体化程度远远低于美国煤钢行业的纵向一体化程度，钢铁行业所用65%左右的焦碳由一体化企业供应；而且，倾向于采取电煤纵向一体化机制的主要是位于美国西部的坑口电厂。但仍有相当高比例的坑口电厂（在Joskow研究的样本中接近一半）未采取电煤纵向一体化机制，其电煤供应而是采用复杂的、结构化的长期契约交易机制，契约期限长达20年到50年，通常为35年[7]。
美国85%左右的电煤供应则通过各种类型的市场契约交易机制。美国对煤炭市场契约交易安排的数据统计上（包括美国能源部能源信息署(EIA)的数据统计）仅分为短期契约交易与长期契约交易两类。煤炭短期契约交易通常是指交货期限于一年以内的交易；而长期契约交易则是指交货期超过一年的交易，长期契约的交货期可以长达50年。从20世纪70年代以来，美国绝大多数的电煤契约交易都是长期契约交易(1982年电煤长期契约交易占电煤契约交易的份额超过90%)，少量为短期契约交易④[8]。但是，从20世纪80年代后期到90年代，电煤短期契约交易呈上升趋势，达到电煤交易量的20%，与此同时电煤契约的平均交货期则从14年下降到8年。此外，煤炭短期契约交易的比重在美国的地区差异非常显著。在西部地区几乎不存在短期契约交易市场。而在东北部的阿巴拉契亚地区短期契约交易则远远超过其他地区。
Joskow对美国煤电纵向交易关系的实证研究结果表明，美国在20世纪80年代初期的煤电纵向交易关系状况与交易成本理论的预测相当一致[9]。Joskow分四种情形运用交易成本理论预测了美国煤电纵向交易安排，每种情形对应一种电厂电煤供应安排的组合（包括电厂设计策略、电煤采购环境和电煤运输环境），而电厂设计策略、电煤采购环境和电煤运输环境直接决定了电煤交易成本的性质与大小。表4列出这四种情形下美国煤电纵向交易安排的选择状况。
（三）中国的选择
1.现货交易与短期契约作为次要与补充性的交易安排
以煤炭作为能源的火力发电要求煤炭的持续稳定供应⑤。近年来，国内屡屡发生的电厂电煤供应断档事件已经充分暴露出，主要以中、短期契约交易安排甚至现货交易构成的中国现行电煤纵向交易安排，难以保障电煤的持续稳定供应。
而且，从交易成本角度考虑，为了满足电煤需求持续性所进行许多次的现货或短期契约交易，其累计交易成本（特别是谈判和缔结契约的成本），要大大高于实现相同目标所进行少量长期契约交易的累计交易成本。
此外，中国与美国同样存在煤炭产出地域与消费地域在地理空间相距很远的问题，因此对煤电纵向交易关系进行选择时，都不得不以电煤运输环境（特别是铁路运输环境）作为重要约束条件。美国选择以电煤长期契约作为主要交易安排，除了电厂设计形成的资产专用性（既定的电厂设计只能只能接受特定地区甚至特定煤矿的煤炭）因素外⑥，电煤运输相关的资产专用性（即不存在可替代、可竞争的运输方式，极端情况下只能依赖单一的铁路线）则最主要的考虑因素。而在铁路运输瓶颈更加严峻的中国，大部分运输干线（尤其是承担“北煤南运、西煤东运”的铁路线）每年运输计划已经排得非常满，不可能满足大量临时性电煤运输（对应于短期契约交易机制）的需求。
因此，在中国煤电纵向交易关系的选择中，现货交易与短期契约适应作为次要与补充性的交易安排。
2.煤电纵向一体化安排限于坑口电厂及一些特殊情况
由于煤电纵向一体化安排相对于长期契约安排存在不经济性问题，而且结构化的长期契约交易安排基本可以替代纵向一体化安排，纵向一体化安排的应用范围受到局限。
此外，在中国现有的体制下与企业运行格局下，推行煤电纵向一体化面临如下四个方面的较严重障碍：首先，电力体制与煤炭体制并不支持煤电一体化的发展。两个产业特别是电力产业市场准入限制严格，业外企业难以进入。大型电力公司主要为中央企业，而煤炭企业则主要是地方企业，电力体制不支持各类企业之间的公平竞争。其次，煤电纵向价格双轨制造成的企业逆纵向一体化行为。在“市场煤”与“计划电”的纵向价格双轨制下，当煤电纵向一体化企业所产煤炭用于内部电厂发电产生的收益低于向外部市场出售煤炭产生的收益时，企业有动力转移煤矿资产⑦，或借故减少所属电厂发电用煤数量并将节余下来的煤炭以高价对外出售。再次，煤电企业各自历史包袱造成的企业兼并重组的障碍。无论是煤炭行业还是电力行业，旧体制下建立起来的老企业居多，这些企业存在负担重、企业改革相对滞后等一系列问题，造成以企业重组为途径的煤电纵向一体化难以进行。最后，电力企业或煤炭企业涉足新行业所需人才、技术与资金方面的问题也是制约煤电一体化发展一个瓶颈。
因此，无论是从节约交易成本提高经济效率角度，还是从各种现实约束条件下的可操作性角度，煤电纵向一体化安排应限于坑口电厂（特别是已有或新建坑口电厂）以及现有煤电纵向一体化项目，在区域上主要限于煤炭运输条件不利的西部地区（特别是新疆）。
3.电煤长期契约作为主要交易安排
既然现货交易、短期契约以及煤电纵向一体化安排都不适宜作为主要交易安排，中国只能选择以电煤长期契约作为主要交易安排。不过，长期契约相对于其他类型交易安排的优势还要取决于契约条款的设计。
三、电煤长期契约机制选择
电煤长期契约主要包括煤炭价格、交易数量、煤炭质量特征、契约期限条款以及上述契约条款的调整机制条款。而长期契约机制的有效性很大程度上依赖于其条款设计是否能够有效防止交易双方的机会主义行为。Joskow指出煤炭长期契约设计中的价格结构与价格调整条款可以降低与防止交易双方的机会主义行为[10]。因此，电煤长期契约机制选择的核心是价格调整机制的选择。
（一）四类契约价格调整机制的适用性分析
契约价格主要有两种经济功能。一是激励相容功能，即契约所选择价格给出的信息使消费、生产和投资等行为处于最有效率的水平；二是利益分配功能，因为契约价格决定交易方的收益，所以在形成契约时交易双方都希望该交易关系能够使各自的利益最大化，并且为了避免冲突（从而降低契约的监督与执行成本）有动力选择将事后经济租金“公平地”分配以促使缔约方自履约。下面分析固定价格机制、成本加成价格机制、指数化价格机制、市场价格机制等四类机制作为电煤长期契约价格调整机制的经济功能与适用性。
1.固定价格机制
固定价格机制仅仅适用于外界环境几乎不变的环境。当外界环境发生变化时，固定价格机制不能实现激励相容功能，其对交易方的持续性激励效果不佳。只有当预期收入的折现值大于或等于预期成本的折现值，供给方才会签订交易契约。可是，在通货膨胀为常态、电煤名义生产成本预期呈现上升趋势的经济环境下，固定价格意味着契约前期的收入显著高于当期成本，而契约后期的收入则显著低于当期成本。这样，就会出现某个时点，这时固定的契约价格开始低于当期成本，那么供应方有动力降低供给数量、停止进行维持产能的投资。
除了通货膨胀问题外，电煤市场环境还会出现这样或那样的变化，容易出现供应方的生产成本显著高于契约所约定固定价格，或者需求方可以获得的市场价格显著低于契约所约定固定价格的情况。不确定的市场环境下，固定价格机制难以实现交易双方利益的公平分配。因此，固定价格机制不适用于电煤长期契约。
2.成本加成价格机制
成本加成价格机制存在如下三方面的问题。首先，成本加成契约本身不能向供给方提供提高生产效率的激励；其次，由于生产条件的差异，即使供给方尽力提高生产效率，也会出现契约价格显著高于市场价格的现象；最后，这种契约机制对市场供求环境的变化不敏感，会导致交易方因契约价格与市场价格之间的显著差异而产生纠纷甚至导致违约。
由于上述前两方面问题的存在，只有可以确保供应商有效率生产且同类供应商的生产条件差异很小的条件，成本加成价格机制才可能现实激励相容功能，可是电煤生产难以满足上述条件。由于上述第三方面问题的存在，电煤市场波动较大的供求环境，导致成本加成价格机制难以实现交易双方利益的公平分配。
3.指数化价格机制
指数化价格机制是一种对基础价格通过一个公式以加权的外生变量指数进行调整的价格机制。基础价格是反映契约签订时供求的既定价格；作为价格调整依据的外生变量指数，包括决定供给方生产成本的投入品的价格指数，以及反映生产机会总体变化的有关劳动和资本生产率的指数。指数化价格机制能够解决成本加成价格机制存在的前两方面的问题，但不能解决其第三方面的问题。具体来说，该机制具有较强的激励相容功能，但无法跟踪市场价格从而难以实现交易双方利益的公平分配⑧。
4.市场价格机制
如果交易双方同意契约价格依据同一区域、相同品质商品市场价格的变化而调整，那么就形成了契约价格调整的市场价格机制。市场价格机制能够解决成本加成价格机制存在的三方面问题，实现激励相容功能、交易双方利益的公平分配。但是，该机制的关键或者说主要问题在于合适的市场价格基准的确定。对此Joskow指出：首先，煤炭并不是一种同质化的商品，在发热量、含硫量、灰份、含水量及其他化学成分方面会有显著差异，这些差异影响到煤炭的价值，进而影响到其市场价格；其次，运输成本是煤炭交货价格的重要组成，煤炭的坑口价格因地而异，以反映出产地与煤炭消费者的空间距离与运输成本；最后，即使在20世纪80年代的美国，也缺乏关于煤炭现货价格的及时、权威的信息⑨。总之，不存在一个简单单一数据能够作为电煤市场价格机制所依赖的相关煤炭市场价格的良好指标。
（二）美国的选择
Joskow以美国158件电煤长期契约（契约中约定的交货物期限一般长于4年）为样本的统计，其中的123件（占77.85%）采用指数化价格机制、24件（占15.19%）采用成本加成价格机制、11件（占6.96%）采用价格定期谈判机制或一揽子煤炭商品市场价格捆绑机制⑩。
从1983年开始的十几年中，因煤炭需求因素引起美国电煤现货市场价格大幅下降。由于指数化价格机制、成本加成价格机制不能反映需求方的变化，这期间美国电煤长期契约的平均价格显著高于电煤现货市场的平均价格[11]。在20世纪80年代中后期，尽管美国国内违约成本高昂，而且当时对电厂实行的服务成本规制使得电厂所支付的高煤价可以转嫁到电价，这种价格差异导致了电煤契约重新谈判、买方违约以及法律诉讼的增加。
（三）中国的选择
中国宏观经济状况与煤炭安全监管的双重波动使电煤市场价格波动较大，固定价格机制与成本加成价格机制显然不具有适用性，无论是从激励相容角度，还是从利益公平分配角度。
虽然美国的电煤长期契约交易以指数化价格调整机制为主，但是两方面的因素使指数化价格调整机制在中国不具有适用性。首先，指数化价格调整机制会造成电煤契约价格与现货市场价格之间显著的价差，而国内相当低的违约成本，难以阻止其中交易方不惜违约来赚取价差利润的行为。其次，指数化价格调整机制需要依赖劳动力成本（如实际劳动力成本、工会工资协议变化、当地采矿业工资）、原材料及机器设备（如机车轮胎、橡胶带、建筑机器与设备、润滑油、燃料油）价格、利润、折旧、矿业税费等方面权威性指数的及时提供，而国内严重缺乏这方面的基本条件。
鉴于国内目前信用环境下契约双方对交易对方履约风险的严重担忧，中国应选择的契约价格调整机制必须促使缔约方自履约性。而契约的市场价格调整机制则在这方面具有优势，因此中国的电煤长期契约交易应选择以市场价格调整机制为主。
四、中国电煤长期契约机制设计
如果中国电煤长期契约交易选择市场价格调整机制，那么还需要设计出相应的机制来保证其有效性。为了保证这种契约机制的有效性，不但需求建立合适的市场价格基准，而且还需要建立相应的契约治理机制。
（一）市场价格基准的建立
电煤长期契约交易的市场价格调整机制，所依赖的市场价格基准必须最大限度地反映出市场的均衡价格。市场均衡价格的形成不仅取决于基准标的物的选择，而且取决于标的物价格形成机制的选择。
1.基准标的物的选择
美国的煤炭市场由三个彼此独立的主要煤炭区域性市场构成，难以形成具有全国性影响的基准标的物。与美国不同，中国存在一个影响到全国主要煤炭产销地的运输与市场网络——中国“北煤南运”主干网络。这个网络以山西、陕西和内蒙古西部（简称“三西”）等煤炭产地为起点，以煤炭铁路运输北中南三通路的中转枢纽、各煤炭海运中转港口为网络节点，以华东华南、中南、京津冀甚至东北地区煤炭消费地为终点。无论是网络起点、中转枢纽（港口）节点，还是网络终点所发生的煤炭供需环境变化，都会传递到整个市场交易网络中，影响到市场价格。这个网络还通过北方港口（如秦皇岛港）的煤炭出口、南方港口（如广州港）的煤炭进口与国际煤炭交易市场相连接。因此，中国“北煤南运”主干网络能够形成具有全国性影响的电煤基准标的物。
但是，无论是该煤炭运输与市场网络的起点、中转枢纽（港口）节点，还是网络终点都可能形成特定的煤炭交易标的物及相应的价格。只有在网络关联度（经交易量加权后）最大的节点，才是网络内煤炭市场供求信息汇集与信息消化最充分的节点。只有该节点的煤炭交易标的物才适合作为基准标的物，其交易价格最大限度地体现市场的均衡价格。秦皇岛、黄骅、天津、唐山港等“北方四港”承担了半数左右（而且这个比重一直呈现上升趋势）“三西”调出煤的中转运输，是东南沿海五省市（即江苏、上海、浙江、福建、广东）调入煤炭的最主要运输途径，在中国“北煤南运”主干网络起重要的承上启下功能，不但与之相连的运输节点最多（即网络关联度大）而且其煤炭物流量与交易量无可攀比。因此，应选择“北方四港”为交割地的煤炭作为基准标的物。
2.标的物价格形成机制的选择
无论从供给方角度还是从需求方角度看，中国煤炭市场（包括动力煤细分市场）属于竞争型市场结构(11)。在煤炭供给方面，虽然20世纪90年代以来，中国煤炭产业的市场集中度已经显著提高，CR4与CR8分别由1990年的6.5%与11%提高2008年的20%与28%，但是这样的市场集中度按照贝恩的标准仍属于竞争型市场结构(12)，不会形成国际铁矿石市场三大卖方寡头垄断市场的局面。在煤炭需求方面，动力煤市场(13)（即电煤所属的细分市场）中最主要的用户都是电力企业，按照电力装机容量指标计算2009年底电力行业的CR4接近42%，由于电力行业用煤占动力煤市场的2/3左右，那么动力煤市场需求方的CR4不超过28%，属于贝恩标准的竞争型市场结构。
在这样的市场结构下，只要交易模式能够实现多对多的竞价交易并防止价格操纵，就能够形成充分反映市场真实供需状况的电煤交易价格。而中国目前以双边谈判为主的煤炭交易模式显然无法实现上述目标。只有电子交易平台上各种公开竞价交易模式才最大限度地反映并形成市场均衡价格。
（二）契约治理机制的建立
市场价格基准的建立是电煤长期契约市场价格调整机制的基础。在此基础上，还需要通过契约条款的设计促使缔约方自履约，通过交易所的第三方治理来防止违约。
1.契约条款的设计
为了促使缔约方自履约，契约条款设计时，一是对价格调整公式、交货期、供货数量、交货方式、付款方式、煤炭质量等事项尽量详细地说明，并对各种意外情况下双方的权责进行详细说明，使所签订的契约趋于完全契约；二是增加契约重新谈判机制，明确缔约方可以就契约进行重新谈判的条件及契约条款修改的最大幅度。
2.交易所的第三方治理
煤炭交易所不仅为电煤基准标的物市场均衡价格的形成提供了必要的平台，还可以提供契约条款设计的指导、交易双方保证金监管、交易结算与货物交收服务，作为难以替代的第三方，保障了契约的履约与交易的便捷性。
五、结论与讨论
与中国同为电煤煤炭生产与消费大国的美国，其煤电纵向交易关系以长期契约机制为主，以短期契约、纵向一体化机制为辅。Joskow实证研究表明美国对煤电纵向交易关系的上述选择与交易成本理论的预测相当一致。对于中国，无论是出于节约交易成本提高经济效率，还是考虑到各种现实约束条件下的可操作性，都应该采取与美国相同的选择。
在美国，电煤长期契约的价格调整机制以指数化价格机制为主。但这种价格调整机制在中国不具有适用性。中国电煤长期契约的价格调整机制应以市场价格调整机制为主，以降低履约风险提高履约率。
如果中国电煤长期契约交易选择市场价格调整机制，应选择“北方四港”为交割地的煤炭作为市场价格基准标的物，通过电子交易平台上竞价交易模式形成市场均衡价格。此外，还需要通过契约条款的设计促使缔约方自履约，进一步发挥煤炭交易所的功能，通过交易所的第三方治理来防止价格被操纵、保障契约的履约与交易的便捷性。
如果中国电煤长期契约交易选择市场价格调整机制，那么也就意味着政府不再干涉电煤契约价格。2003～2008年，政府干涉电煤价格谈判的目的是为了限制电煤涨价幅度及由此引发的高通货膨胀率。如果政府不再干涉电煤契约价格，那么电煤契约结算价格是否会显著上涨或大幅波动？
电煤价格涨跌的趋势是市场供求决定的，2003年到2008年的电煤价格上涨也无非如此。而未来中短期甚至中长期的电煤市场供求关系，不再支持电煤价格的显著上涨。首先，中国在建煤炭产能居高不下，2010年后的5年将进入产能集中释放期，与此同时煤炭铁路、海运运力的不断增加也保障了煤炭的供应；其次，从中短期来看，房地产调控无疑是抑制下游产业对煤炭需求的重要因素；最后，从中长期来看，节能减排及可再生能源的超常规发展将压缩或替代对煤炭需求。
电煤市场的价格波动是不可避免的，但无论是煤炭生产方还是消费方都倾向于规避市场波动风险。电煤长期契约交易的市场价格调整机制，只是试图使契约结算价格与市场现货价格偏离不大，可以在契约条款中约定按照一定时期市场现货价格的平均价格进行结算，这样的契约条款设计能够平滑煤炭价格波动。而且，只要煤炭交易所的第三方治理（特别是双方保证金监管）机制得以实施，那么契约规定的结算价格与结算时点的现货价格之间即使存在不是特别大的偏离，也不会影响到契约履约。
注释：
①因缺煤停机的不仅仅是远距煤炭产区的电力企业，连处于煤炭产区内的电力企业也出现了缺煤停机问题。因此，中国电煤供应的不稳定主要原因并不是运输问题，而是交易机制（包括价格机制）问题。
②Williamson认为一次性的长期契约、一系列短期契约和纵向一体化是企业供应链的三种可供选择方式。除短期与长期契约的划分外，还有从功能角度对契约的划分，如特许经营契约和设备租赁契约。
③简单地说，契约的不完全性是指契约无法无歧义地明确规定缔约方在所有可能情况下承担的责任。交易的不确定和复杂性，会导致超过正式契约条款能够涵盖与明确规定的意外状态，这时其中的交易方会采取损人利己的机会主义行为。这就是契约不完全性问题。
④根据Joskow估算，历史上通过长期契约、短期契约及纵向一体化供应的电煤分别约美国电煤供应总量的70%、15%和15%。
⑤电煤的持续稳定供应，不仅是供电系统稳定运行的基础，而且是电厂低成本运行的前提条件。如果因电煤供应中断而导致电厂停机，重新运行不仅需求较长时间（从“热炉点火”的二、三个小时到“冷炉点火”的至少七、八个小时），而且还耗费很高成本（从“等离子点火”的几十万元到“燃油点火”的上百万元）。
⑥中国主流的电厂设计的资产专用性可能比美国低，能够允许燃煤锅炉兼容多个煤炭产区同类煤炭，甚至可以掺混少量其他种类煤炭，前提是调整前要进行实验。
⑦Joskow曾描述了，美国一些电力企业因政府对煤炭内部转移价格的规制政策对企业不利，而主动剥离所属煤矿的现象。
⑧尽管指数化机制在某种程度上能够反映出供给方受到的短期冲击，但不可能跟踪需求方受到的冲击，因此无法跟踪市场价格。
⑨尽管政府会相当滞后地发布煤炭产地交货价格的平均价，而且不区分现货与契约交易。
⑩美国以阿巴拉契亚地区、中央地区、西部地区这三大煤炭主产区形成多个彼此独立的煤炭区域性市场，由于运输瓶颈或运输成本不经济，这些煤炭区域性市场的价格往往不具有可比性。因此，Joskow困惑在美国找不到一个简单单一数据作为相关煤炭市场价格的良好指标，而所签订为数不多的电煤长期交易契约采用与一揽子煤炭商品市场价格捆绑的价格调整机制。
(11)虽然，由于运输成本、运输瓶颈等原因，中国东北等地的区域性动力煤市场呈现中度垄断型市场结构。但是，只要中国动力煤市场作为整体属于竞争性市场结构，那么市场自发的套利行为会在中国“北煤南运”主干网络中围绕网络价格中枢形成均衡市场价格体系。
(12)按照贝恩的市场结构分类，当CR4＜30%或CR8＜40%时，市场结构属于竞争型。
(13)煤炭市场被细分为动力煤与炼焦煤两类亚市场。动力煤除了（作为电煤）用于发电外，还可作为建材、化工等行业生产所用的燃料。而炼焦对煤炭的物理化学性质有特殊的要求，而且炼焦煤的价格明显高于非炼焦煤。因此，动力煤与炼焦煤两类亚市场很自然地分离开来。2008年中国27.16亿吨煤炭产量中只有约4.2亿吨能够用于炼焦，也就是说中国煤炭市场的主体是动力煤市场。
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