政策冲突视角下中国煤电紧张关系形成机理，本文主要内容关键词为：机理论文,中国论文,视角论文,冲突论文,紧张论文，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。
［中图分类号］F423.2［文献标识码］A［文章编号］1006－480X（2010）04－0046－12
近些年来，中国煤电关系紧张现象日显突出。特别是自2002年以来，电煤价格不断攀升，煤电企业之争愈加频繁且激烈。尽管国家不断出台政策，包括对重点合同电煤实行指导价、启用煤电价格联动等，试图化解煤电之争和消除煤电企业交易关系紧张问题，但政策效果多有不尽人意，很多问题不仅未得以根本解决，似乎还愈演愈烈。
针对煤电关系紧张问题，一些研究认为：①煤电之争是由两个产业改革不协调造成的（潘伟尔，2003）；②煤电比价不合理导致了煤电关系紧张（王超，2004）；③煤电关系陷入困局是因“市场煤”与“计划电”之间价格双轨制造成的，政府放开市场煤价格之后，煤炭企业要求按照市场需求确定煤炭价格，而发电企业的上网电价受到规制，不能根据成本进行相应调整，煤炭价格上涨挤压了电力企业的利润空间，发电企业强烈抵制电煤价格提高（于立，刘劲松，2005），纵向价格双轨制是煤电关系紧张的一项主要根源（于立，王建林，2008）；④还有研究提出煤电矛盾根源在于煤炭价格双轨制，解决矛盾的根本途径就是打破集体谈判形成重点电煤合同的纵向治理模式，引入有效竞争，使煤炭企业与电力企业在自主谈判的基础上签订长期合同（林卫斌，2007）；⑤煤电之间的纵向关系主要取决于电力企业与煤炭企业各自的市场势力，从产业链纵向关系角度看，电煤价格的争议源于上下游产业各自市场势力的变化（于立宏，郁义鸿，2006）。
这些研究从不同角度对煤电关系紧张问题提供了较好的解释，但似乎仍不能充分地解释2002年以来，特别是2005年以后，电煤价格持续高涨和煤电企业交易关系不断紧张现象。本文尝试从政策冲突视角，分析近年来中国煤电关系持续紧张的根源及其不断强化的形成机制。
一、影响煤电企业交易关系的多重政策冲突
1.煤矿安全规制、资源整合与经济增长、重工业结构政策的冲突
（1）产业结构、经济增长与煤炭需求。自2002年以来，中国经济增长速度明显加快，GDP增长速度由2001年8.3％增长到2002年的9.1％，2003年的10％，2004年的10.1％，2005年的10.4％，2006年的11.1％，2007年达到11.4％，2008年和2009年受国际金融危机影响有所减缓，但仍为9％和8.7％。从国内生产总产值构成看，中国经济发展出现了偏向工业的趋势。自2002年以来，工业增加值占GDP比重逐年增加，由2002年的39％增加到2007年的44％。从工业内部的构成看，出现了偏向重工业的趋势。自2002—2007年，全国规模以上工业企业增加值构成中，重工业增加值所占比重由63％增加到70％，在全部工业中，重工业总产值占工业总产值的比重由61％上升到71％。
中国经济快速增长，以及偏向工业和重工业，导致了对煤炭需求量增加。为了透视中国经济增长、产业结构与中国的煤炭消费之间的关系，本文建立经济计量模型，首先分析它们之间的定性与定量关系。然后分析2005年以来，在经济快速增长和产业结构重型化背景下，中国经济对煤炭的潜在需求，即通过预测得出的煤炭消费量。
我们利用1980—2004年的样本数据① 以中国煤炭消费量为被解释变量，依据从一般到特殊的建模理论，综合考虑影响煤炭消费的各种因素，解释变量中除考虑国民经济增长外，还考虑到反映产业结构和工业结构变化的经济指标，通过先建立最一般的模型，然后逐步剔除明显不显著的变量，将模型约化为变量和参数都很简约的模型，并对方程进行协整检验，以避免传统经济计量模型中存在的伪回归问题。最终所建立的协整方程② 如下：
其中：CC为中国的煤炭消费量；GDP为国内生产总值，反映经济增长；INDT和IND3T分别为工业增加值和第三产业增加值占GDP的比重，用来刻画中国的产业结构；HIND为工业总产值中重工业产值所占比重，用来刻画中国的工业结构。考虑到1993年之后中国调整了相应的价格调控政策，煤炭市场的煤炭价格开始逐步放开，市场调节比重进一步加大，从而使中国煤炭的消费机制发生一定的变化，在模型中引入了刻画1993年政策变化的哑变量（dum），其定义如下：当t＜1993年时，
＝0，当t≥1993年时，＝1。
由于（1）式存在序列相关，利用AR（2）模型进行修正，具体修正结果由（2）式给出，修正后经过LM检验，表明不存在序列相关。并对残差
进行单位根检验，结果是平稳的，说明中国的煤炭消费量与上述经济变量之间存在长期的潜在关系。
从（I）式可以看出，中国的煤炭消费量与中国的GDP、工业增加值比重及重工业产值比重之间存在显著的正相关关系，这表明除经济增长外（GDP每增加1个百分点，中国的煤炭消费增加0.6个百分点），产业结构和工业结构也显著影响中国的煤炭消费量。三次产业中工业所占比重提高及工业中重工业比重上升均会带来煤炭消费量显著增加，具体看，在1980—2004年间，中国三次产业中工业所占比重每增加1个百分点。中国的煤炭消费量平均增长4.4％；工业中重工业总产值比重每增加1个百分点，中国的煤炭消费量平均增长1.8％。从中比较还可以看出，产业结构和工业结构对煤炭消费影响的权重高于经济增长对煤炭消费的影响权重。
（2）煤矿安全规制、资源整合与煤炭供给。自2000年以来，中国政府加强了对煤矿安全规制。国家煤矿安全生产监督管理局成立，后被升格为国务院主管安全生产综合监督管理和煤矿安全监察的直属机构。煤矿安全规制的系列法律法规不断颁布实施。煤炭行业市场准入受到了严格限制。申请煤矿需要“六证齐全”，六证由不同的主管部门审批，采矿许可证由国土资源部门审批，煤炭生产许可证由煤监部门审批，工商营业执照和矿长资格证由工商管理部门审批，矿长安全资格证由煤炭主管部门审批，安全生产许可证由煤监部门审批。办理这些证件需要逐级打报告申请审批。这些证件之间存在“母子关系”，母证办理之后才能办理子证。由于办证需要协调多方关系，持续时间长，有时在办证过程中，会出现子证还没办下来，母证已经过期的现象，煤矿企业需要“循环办证”，这些严重影响了煤炭市场准入。尽管如此，中国的煤矿死亡人数仍然居高不下，政府为了遏制与控制煤矿安全事故，对乡镇和县级官员乃至地市级、副省级和省部级政府官员进行问责和惩处。煤矿安全规制出现了政治化倾向，一些部门和地方在执行安全规制过程中，实行了“宁左勿右”的过激做法，如一个小煤矿发生事故后，所有的小煤矿实施“一刀切”式的停产整顿，即“一人得病，全家吃药”。例如，2007年，在山西省，发生“12·5”矿难的临汾市、“9·19”矿难的大同市，几乎所有小煤矿全部停产整顿。另外，为了遏制小煤矿的安全事故，一些地方实行资源整合政策，对低于一定产量的小煤矿实行关闭整顿，以山西省为例，小煤矿关闭的门槛不断提高，2005年以前，为年产3万吨，2005年，为9万吨，随后不久，升为15万吨。2007年12月9日洪洞矿难发生后，临汾市将关闭门槛提高到年产30万吨。类似的关闭整顿和资源整合政策自2005年8月开始，在全国范围推行，国家按照《煤矿整顿关闭三年规划》计划用3年时间关闭矿井9887处，实际关闭小煤矿11618处。2009年，山西省进一步加大了对煤炭资源的整合力度，截至2009年10月底，年产30万吨以下的矿井全部淘汰关闭，年产90万吨及以上的综采机械化矿井占到2／3，平均单井规模由年产36万吨提高到年产100万吨以上。山西省的资源整合模式得到了河南、陕西等产煤大省的效仿。上述政策和做法使煤炭供给受到了较大影响。
（3）中国煤炭潜在需求量与现实供应形势。利用公式（1）所得的中国煤炭消费量与中国经济增长、产业结构及工业结构之间的潜在关系，根据中国经济增长及产业结构的实际情况，本文对1980—2007年中国煤炭的潜在需求量进行了相应预测，预测结果由图1给出。
图1 中国煤炭均衡消费量与实际消费量对比
注：CCF为预测得到煤炭潜在消费量，CC为实际煤炭消费量。
从图1可以看出，2005年以来，中国的实际煤炭消费量低于潜在煤炭需求量（预测的煤炭消费量），并且实际消费量与潜在需求量之间缺口越来越大。从实际预测数值看，2005年，实际消费量与潜在需求量之间的缺口为0.4亿吨，2006年为1.6亿吨，2007年为2.1亿吨。这说明，2005年以来，中国经济的快速发展，工业化和重工业化潜在需要消费更多煤炭，但实际消费量低于潜在需求量。
以上对煤炭缺口的估算，可通过煤炭行业的平均利润率变化作进一步检验。图2是煤炭缺口与煤炭行业（采选业）利润率的变化趋势对比，其中DCC为煤炭缺口，RATE为煤炭行业利润率（1993年之前为资金利税率，1993年开始为工业成本费用利润率）。从图2中可看出，煤炭行业的平均利润率与缺口大体呈现出一致的变化趋势，这表明，煤炭实际消费量低于煤炭潜在需求量时，反映的是煤炭供应偏紧，因此煤炭行业的平均利润率升高，相反，实际消费量远高于潜在需求量时，反映的是煤炭供应偏松。例如，在1989年和1990年，煤炭行业的资金利税率分别为－1.8％和－4.7％，煤炭实际消费量与潜在需求量的缺口分别为－0.26亿和－0.35亿吨；1998年和1999年，煤炭行业的工业成本费用利润率分别为－0.4％和－1.6％，这两年，煤炭实际消费量与潜在需求量的缺口分别为－0.3亿和－0.7亿吨；在2005和2007年，煤炭行业的工业成本费用利润率为10.6％和12％。煤炭实际消费量与潜在需求量的缺口为1.6亿和2.1亿吨。2008年5月，煤炭行业的工业成本费用利润率达到16％，由此推断，其缺口应更大，事实也是如此，原因是在举办奥运会前期，全国更多的小煤矿被勒令停产整顿或关闭。
图2 煤炭潜在缺口和煤炭行业的成本费用利润率
从用途分，煤炭可分为炼焦煤和动力煤，动力煤一般不能用作炼焦，炼焦煤因品质好价格高，通常不会混用作动力煤。动力煤既可用来发电，也可用来发热、取暖等。近年来，在中国的全部煤炭消费构成中，炼焦煤所占比重呈上升趋势，由2001年的12.2％，上升到2004年13.1％，2005年的14.6％，2006年的15.7％。在此期间，在全部煤炭产量中，动力煤所占比重下降，下降了4个百分点。而在动力煤中，发电用煤所占比重上升，从2001年的45.7％上升到2004年的47.5％，2005年的47.6％，2006年的49.6％，上升了4个百分点，“一升一降”，煤电关系必然紧张。2005年，动力煤在全部煤炭中所占比重比2004年下降1.5个百分点，2006年比2005年下降1.1个百分点，而电煤在动力煤中所占比重分别上升0.1个百分点和2个百分点。上文已分析，2005年开始，全国煤炭消费量与潜在需求量间存在缺口，2006年缺口进一步增大，由此，可得出基本判断是全国电煤供应偏紧。
2.煤炭资源补偿机制改革与控制通货膨胀的冲突
近年来，中国开始实施资源补偿机制改革，推行矿产资源有偿使用制度，煤炭行业作为试点率先进行改革。2006年9月，国务院批复8个煤炭主产省（区）进行煤炭资源有偿使用制度改革试点，实行煤炭资源探矿权、采矿权有偿取得制度，出让新设煤炭资源探矿权、采矿权，除特别规定外，一律以招标、拍卖、挂牌等市场竞争方式有偿取得。此外，还制定了资源税、资源补偿费等改革方案。以山西省为例，煤炭行业涉及的税收和基金主要有资源税、增值税、所得税、资源补偿费、教育费附加、城市建设维护税、铁路建设基金、煤炭能源基地建设基金、煤炭水资源补偿费、煤炭价格调节基金、焦炭能源基金等。2006年4月，国务院批准在山西开展煤炭工业可持续发展政策试点，主要涉及四项经济政策：一是推进资源市场化管理，完善矿业权有偿取得制度，实行存量资源矿业权出让收益制度。存量资源矿业权出让收益由中央政府与山西省政府按二比八分成；二是将能源基地建设基金调整为山西煤炭可持续发展基金，吨煤提取25元；三是建立煤炭开采综合补偿和生态环境恢复补偿机制，制定生态环境恢复治理规划，完善生态环境评价及监规制度。煤炭企业按规定提取矿山环境治理恢复保证金，吨煤提取10元；四是提取煤矿转产发展基金，吨煤提取5元。
资源补偿机制改革使煤炭成本大幅上升，山西地区2007年吨煤成本上升70元左右。国家关于资源税和资源补偿费的改革方案尚未实施，如实施后，将进一步拉升煤炭价格。建立及完善资源补偿机制本来是无可争议的，是迫切需要的。但以山西省为代表的资源补偿机制的推出时机看，恰逢中国的经济出现过热趋势，通货膨胀抬头，通货膨胀率从2002年的－0.8％上升到2007年的4.8％和2008年的5.9％（见图3）。较高通货膨胀率使得原本对煤炭价格上涨向电力价格及国民经济传导的重重顾虑变得更加深重。
图3 1997—2008年中国的通货膨胀率
3.煤炭购销运输体制与煤电企业市场化交易的冲突
近年来，运力与购销体制成为制约电煤供应的中间瓶颈。煤炭交易的实现离不开交通运输，中国大量的电煤需要实现北煤南运、西煤东运。煤炭运输占中国铁路运力的一半以上，其中，电煤运输占煤炭运输的90％。山西、内蒙古、陕西作为产煤大省，大秦铁路、神朔黄线，以及建设中的集（宁）曹（妃甸）线三条铁路运输路线承担主要运输任务，除了扩建后的大秦铁路运力能够满足需要外，其余均无法满足需要。铁路运价是公路运价的一半，得不到足够的铁路运力，运煤成本将大幅提高。电、煤双方谈判在很大程度上是“抢运力”。在煤炭市场价格逐步放开的情况下，国家发改委之所以还能控制电煤价格，一项重要依托是其负责分配运力，由此影响电煤运输。在由煤炭订货会转为电煤合同汇总会以后，合同汇总过程中，运费由买方自负，与铁路系统进行协调则一般由卖方来做。电力企业如果错过合同汇总，则意味着将失去跨省区的铁路运力。由于合同汇总与否关系到能否分配到紧缺的铁路运力，因此，在煤炭产运需衔接会或合同汇总会上，尽管五大电力集团抵制煤炭涨价，但为了获取运力，最后仍不得不签订“有量无价”的合同。在中国的煤炭市场上，铁路垄断与运力紧张，导致不同地区之间电煤价差较大，如曾出现过从山西大同至秦皇岛港电煤坑口价与港口价翻倍，在宁夏银川每吨售价不到200元的电煤在上海售价高达900元以上等现象。
此外，煤炭购销体制对煤炭价格上升也有推波助澜的作用。以山西省为例，1983年成立了山西省煤炭运销公司，统一负责非统配煤矿煤炭的销售。山西省非统配煤矿大多数没有铁路专用线，坑口生产的煤炭只能通过公路运到就近的发煤站。按照规定，在山西省所有通过公路运输的煤炭买卖都必须通过山西省煤运公司在各地下设的分公司才能签订合同。对电煤实行“五统一”。即对公路运输的煤炭在价格、合同、票据、计量和结算五个方面由山西省煤运公司实行统一管理，按照一定比例征收管理费。煤炭运销公司在全省设立了200多个发煤站，直接收购非统配煤矿煤炭。电煤站除了协助地税部门开展煤炭可持续发展基金的查验补征外，还查验进入电厂的电煤的销售票。而对于超出核定产能生产的小煤矿而言，一般不愿提供相应销售票，电煤站则对每吨煤加征100元。电煤站本身并没有煤源，煤炭紧张时，不能为电厂解决煤源，却在供需双方间树起了人为的屏障，降低了效率，增加了煤电企业的交易成本。
发煤站的煤价基本等同于坑口价格，但经过山西省煤炭运销公司发运销售后的煤炭，价格有时翻倍。2005年，晋北地区“山西优混煤”的坑口价每吨在210—220元之间，这也是煤运公司收购非统配煤的成本价。而煤运公司与各大电厂就此煤种签署的秦皇岛离岸合同价每吨多在440—470元之间，涨幅达100％。如再加上水运费及到达电厂所在地区港口的装卸费等，“山西优混煤”的实际到厂价均在550—600元之间，比2003年高出近一倍。在煤炭坑口价与离岸价之间，煤运公司下属的各发煤站以不高于220元每吨的价格收购煤炭后，最高时，加价90元左右，形成车板价，其中，30元为代山西省政府收取的“能源基金”（2006年以后改为可持续发展基金，以下同）。另外30元为站台费，还有30元左右为报批车皮所需的“请车费”或“点装费”③。在公路方面，为统一管理煤炭出省销售，山西煤运公司在全省通往周边各省的公路要塞均建立了检查站，对出省运煤车辆过磅称重，并收取各种管理费。截至2008年7月，山西省电煤的公路运输成本每吨近240元，其中油钱、过路费、养路费、保险、工资等约145元，煤运公司收取的地销票即山西省销售的管理费30元，销往省外的出省票64元，还有路上的各种罚款，经过层层加码，一吨110—140元成本的电煤运到南方电厂价格就高达650元甚至更多。再如，某电厂计划内电煤不能满足需求，约有1／4的电煤要从当地地方煤矿采购，而某市煤运公司则从中多收每吨5元的“经销差价”。对这一收费，煤运公司不能提供收费依据，而电厂又不能不买。
在电煤供给紧张的情况，煤运公司和铁路等中间环节从中“趁火打劫”，进一步拉升了电煤价格，加剧煤电关系紧张。煤、电企业交易过程中，在电煤供应紧张情况下，大部分电厂用煤因没有长期合同保证，很大部分的煤炭需要通过中间商从市场购买，中间商一般与电厂、煤企关系密切，电企和煤企之所以愿意留出一部分利润给中间商，是因为相关人员可从中得到相应的“好处费”。煤价越高，中间商及煤企、电企相关人员的“利润”空间也越大。
4.电煤订货会（合同汇总）与电煤市场化交易的冲突
煤炭订货会曾是政府协调煤炭供需与运输的重要形式。为确保重要物资供求平衡，中国在计划经济时期采取“物资订货会”形式，对钢铁、煤炭等十余种重要物资，在国家确定数量、价格和运输计划范围内，进行产销对接，甚至某产品以什么价格卖给哪个工厂都由国家指定。随着市场经济的发展，物资订货会逐渐取消。但是，煤炭订货会保留时间最长。
2002年，国家试图取消电煤指导价，在放开电煤价格情况下，仍然通过召开订货会形式，让煤炭、电力和运输企业协商煤炭价格，容易产生与政策设计初衷相悖的结果。原因是，如果放开电煤价格，让煤炭与电力企业私下单独协商，可能很容易达成“一对一”的电煤价格协议。但是，在集体协商情况下，电煤价格协议难于达成，即使可以达成，若存在电煤供应紧张，达成的多有可能是电煤涨价的合谋协议。因为，即使在严格的反垄断政策约束下，企业之间仍有足够的动力形成合谋，抬高价格，何况在缺乏反垄断政策约束，政府为所有企业创造集体协商的平台，更有甚者，一些地方政府在订货会前为本地所属的煤炭企业“定调子”或事先组织起来成立“攻守同盟”，因此，在引入市场机制情况下，计划经济形式的煤炭订货会与放开电煤价格的政策相冲突，结果促成了煤炭企业集体抬高电煤价格。
在2002年的煤炭订货会上，最终政府不得不介入协调煤电双方，国家发改委以上调8元／吨的标准进行协调，但煤电双方仍互不相让，原定在2002年元月10日结束的煤炭订货会被迫延期，最后，在国家发改委掌控运力的约束下，会议在电力方面做出同意电煤上调10元／吨的让步中结束。在2005年全国重点煤炭产运需衔接会议上，河南成立了由13家煤炭企业共同组建的销售“共同体”，在订货会上可协调、控制的煤炭量占全省煤炭总量的89％以上，铁路运输量占到87％。业内人士认为“电煤价格上涨，很大程度上归因于煤炭企业的垄断行为，有些涨价是跟风”。河南省煤炭企业在涨价的同时，还伴随着停止供煤，河南、陕西等省份召集省内重点大矿研究制定价格攻守同盟，要求电煤价格统一上涨30元／吨；在2008年煤炭产运需衔接会上，煤炭企业仍“大获全胜”，约占合同签订总量56％的电煤，平均价格上涨了30—40元／吨，涨幅达到10％。在煤炭供不应求的背景下，煤炭订货会（产运需衔接会或合同汇总会）变成了电煤涨价会，其中的重要原因就是会议本身为煤炭企业合谋创造了条件，煤炭企业合谋行为拉升了电煤价格。
2007年，国家虽然取消了电煤订货会，对重点电煤合同进行汇总，在事实上仍然为煤炭企业串通电煤销售价格提供便利，为其合谋创造条件，这会影响煤电企业的正常市场交易，也有悖于电煤的市场化的改革。
5.电煤价格规制与电煤价格市场化的冲突
在煤炭产业，从1985年国家支持小煤矿发展以来，小煤矿的煤炭价格随行就市，政府对国有煤矿实行承包，允许煤矿对超产煤和超能力煤实行灵活定价，在煤炭领域出现了双轨制的价格。1993年之后，政府逐步放开了煤价，到1996年，除电煤价格外，其余煤炭价格都已经放开。国家为确保电价稳定，设定了国有大型电厂的电煤价格，并以每年举行煤炭订货会方式，落实计划内的重点煤炭合同，仍然维持具有双轨特征的“计划煤”与“市场煤”体制。2002年政府放开电煤价格，但在2003年，又对重点合同电煤实行指导价格。2006年和2007年，政府试图重新放开电煤价格，提出由煤电双方自主确定交易价格，但事实上，仍然通过运力分配影响重点合同电煤价格。在电煤的市场化过程中，政府仍对电煤价格实行规制，电煤市场始终存在双轨制的价格。
在2002年国家进一步推行电煤价格市场化改革时，煤电之间出现过局部纷争与冲突，但电煤平仓价变化不大，局部的冲突与纷争很快得以缓解。2005年以来，中国电煤价格不断上涨，2005年底，5500大卡电煤平仓价达近450元／吨，2006年底达近500元／吨，2007年底达近550元／吨，2008年7月底达近1100元／吨，自2008年初至7月底，半年多时间内，电煤平仓价格将近翻倍，全国范围内包括山西、陕西等产煤大省，频繁出现电厂煤炭库存不足甚至超过警戒线、拉闸限电和争相抢煤等现象，煤电关系紧张愈演愈烈。
面对电煤价格不断上涨，国家发改委对电煤价格实施临时干预，规定2008年6月19日—2008年12月31日，全国煤炭生产企业供发电用煤出矿价，不得超过2008年6月19日实际结算价格。该项政策实施后，秦皇岛港5500大卡煤炭中转价格从6月19日的860元／吨攀升至1100元／吨，一个月涨幅高达22％。国家发改委不得不在7月24日发出第二次限价令，明确要求秦皇岛港、天津港、唐山港等港口动力煤平仓价格不得超过6月19日价格水平。第二次煤炭限价令实施后，一些煤炭和电力企业转入地下交易，对限价政策阳奉阴违，电煤交易出现了“阴阳价格”④。总体而言，两次临时价格干预政策虽然越来越严格，但仍为权宜之计，尚未触及煤电关系紧张的根源，且面临执行效果打折扣的困境。
电煤价格规制与电煤价格市场化改革是背道而驰的。在很大程度上，这也是导致煤电企业关系紧张又一重要根源。在煤炭行情好时，“计划煤”价格低于“市场煤”，煤炭企业不愿意供应“计划煤”，电力企业容易出现缺煤问题。在煤炭行情不好时，“计划煤”价格高于“市场煤”，电力企业不愿要“计划煤”，“计划煤”难以销售。只要对电煤价格进行规制，煤电企业之间争端就会不断，为了逐利，变相手段就会不断涌现。如在电煤行情好时，通过煤炭产量不足等托词直接故意减少重点合同电煤供应，或通过“扣秤”（缺斤少两）、“以次充好”（降低质量）等变相手段改变对重点合同电煤供应。根据经济学基本原理，在煤炭供不应求情况下，对全部电煤价格完全干预会进一步导致电煤供应短缺，加剧煤电关系紧张。
6.电力价格规制与电煤价格市场化的冲突
在电煤价格逐渐放开的情况下，对电力价格实行规制，会影响电煤价格向下游的电力部门传导，如果在电煤价格不断上涨的情况，电力价格因受规制而不能随之上涨，电力环节则无法转嫁因电煤价格上涨而带来的成本，结果容易导致煤电企业之间正常的交易受阻。对电力环节的价格规制使得电煤价格放开后，形成了煤电纵向价格双轨制，这是导致中国煤电企业交易关系紧张的又一重要原因。事实上，从发电企业上网电价格到电力零售价，都受到政府的严格规制。从电煤价格，到发电价，再到上网电价和销售电价，煤电之间存在多重纵向价格双轨制。电煤涨价后，在多重纵向价格双轨制约束下，煤电双方更容易陷入“顶牛”状态。
虽然表面上看，实施煤电价格联动有助于化解煤电纵向价格双轨制带来的问题，但事实并非如此简单。为了缓解煤电紧张关系，2004年12月，国家发改委颁布了煤电联动方案。2005年5月1日初次实行煤电价格联动，上网电价上调2.52分。2006年6月30日实行第二次联动，上网电价上调2.49分。两次联动虽然临时缓和了因电煤涨价带来发电企业亏损的突出矛盾，但并未从根本上解决煤电之争的深层次问题。在联动方案下，虽然电力企业需要消化30％的电煤涨价所带来的成本，但是整体而言，联动方案本质仍然是电煤涨价的传导机制，被称为“电煤涨价方案”，这最终将通过工业产品涨价转嫁给消费者，引发全社会物价上涨⑤。在通货膨胀率较高的情况下，煤电联动方案受到了很大的局限，以至于2007年，虽然电煤价格不断上涨，但由于通货膨胀压力，煤电联动方案陷入困境，无法实施。
电力价格规制（多重纵向价格双轨制）与电煤价格市场化之间存在冲突。对由纵向价格双轨制导致的煤电企业纵向交易关系问题，最好的参照系是焦钢、焦化企业之间的纵向交易。1995年，国家放开焦煤价格后，在焦煤领域并没有出现过纵向交易不畅问题，主要原因是在焦煤的下游，钢铁、化工等产业的价格也是完全市场化的，不存在纵向价格双轨制问题。
二、多重政策冲突对煤电企业交易关系的影响机制
中国偏工偏重的产业结构和高速的经济增长使得对电煤的需求量不断增加，但煤矿安全规制和资源整合影响了煤炭供给，导致了电煤供给偏紧，这是影响煤电企业交易关系的第一重政策冲突，也是影响煤电企业交易关系的大背景。
在这个背景下，资源补偿机制改革进一步推高了电煤价格。按常理，资源补偿机制改革所引起的大部分上涨的价格可以通过价格传导机制最终转嫁给消费者。但是，在2006年资源补偿机制改革推出时，恰逢中国经济处于过热状态，现实经济中通货膨胀率快速攀升，由此形成的第二重政策冲突使得煤电企业因资源补偿机制改革带来的成本无法转嫁出去，严重影响了煤电企业之间的正常交易关系。
在电煤供应紧张的背景下，部分省市的煤炭购销体制事实上被用作从煤炭中收取税费的一种手段，不仅增加了额外的成本，抬高了电煤价格，而且相当于在煤炭和电力企业之间人为地设置了籓篱，阻碍了正常的市场交易。与此道理类似，铁路运输环节因自然垄断等因素存在较强的垄断性，其从电煤运输中额外渔利的行为不仅推升了电煤价格，也阻碍了煤电企业之间的市场交易。由此形成的第三重政策冲突成为煤电企业市场化交易的核心瓶颈。
在越来越多的电煤通过市场化交易的情况下，电煤订货会（产运需衔接会或电煤合同汇总会）无形中起到了促使电煤企业或电力企业合谋的作用。会议使竞争者聚集在一起，可以非常方便的交流价格等信息，商讨共同的要价策略。经济学家亚当·斯密曾经说过：“同行的经营者们很少聚到一起，即使为行乐和消遣，其谈话也是以共谋损害大众或者以某种阴谋诡计抬高价格而告终”；在其著名的关于商业合谋中还写到：“虽然法律不能阻碍从事同样贸易的人们有时聚在一起，但法律不应做任何利于这样聚在一起的事情，更不应当屈为使其聚在一起成为必需”（Smith，1776）。尽管电煤订货会、产运需衔接会或电煤合同汇总等初衷是好的，但事实上产生了相反的效果，成为阻碍煤电企业之间市场化交易的第四重政策冲突。
在电煤供不应求的背景下，对重点合同电煤实行价格规制与电煤价格市场化之间构成第五重政策冲突，不仅会减少重点合同电煤的供应，而且还会进一步扩大市场电煤与计划电煤的价差。例如，2002年以前，重点合同电煤与市场电煤价每吨价差低于30元，2002年以后，价差逐年增加，2003年为33元，2005年超过50元，2007年超过100元，2008年5月，价差高达138元，2003年至2008年5月，价格差距拉大了3.2倍。2008年5月以后，电煤重点合同价与市场价差距进一步拉大。2008年6月1日，大同煤业集团公司在秦皇岛港发热量6000大卡以上／千克的优质电煤重点合同平仓价为465元／吨左右，非重点合同煤市场价已经达到780—800元／吨，每吨相差330元左右。受规制的重点合同电煤价与市场价价差扩大，加剧了煤电关系紧张。⑥ 电煤市场价远高于指导价，煤炭企业不愿接受指导价，这是电煤订货会开会时间很长且无效的一项主要原因。2003年煤炭订货会，国家计划安排的购煤合同只完成了40％。之后，国家发改委在2004年底对电煤价格机制做出调整，允许煤炭企业提高电煤合同价格，但规定每吨不能超过12元，2005年则规定电煤合同价格的涨幅要控制在8％以内。但电煤市场价大幅上涨使限价失去效力，一些合同煤价格涨幅超过了8％，煤炭企业仍很少愿意签订低价电煤合同。2006年，订货会上签订合同数量继续减少⑥。②合同电煤履约率下降。即使煤电双方已经签订的合同，因电煤计划价与市场价的差幅过大，会出现合同履约率降低。在重点合同电煤价格低于市场电煤价格情况下，煤炭企业会想方设法降低重点合同电煤比例，提高市场电煤的比例，以获得更多盈利。2008年上半年，全国重点电煤合同兑现率仅为76％，比2007年下降10％以上。2008年上半年，四川电煤合同量总计1745万吨，实际完成量为945万吨，欠供800万吨，兑现率仅为54％。2008年6月，山东省内电煤应供量420万吨，实际供应量304万吨，兑现率仅为72％。中国国电集团所属的国电山东公司重点合同煤炭的兑现率不足60％。重点电煤合同兑现率低，结果导致了“坑口电厂没有煤”（“坑口搬家”，即这个坑口的电厂买那个坑口的煤，那个坑口的电厂又买这个坑口的煤）、“产煤大省（山西）闹电荒”等许多稀奇古怪的现象。③电煤煤质下降。煤质差，煤中经常被掺杂矸石甚至石头。2007年，全国燃煤平均发热量为19兆焦、4544大卡，比2003年下降了约400大卡。从2000—2007年，全国原煤平均发热量下降了11％。2008年，全国各地普遍出现了煤矸石山在不知不觉中消失的现象。根据我们的调查，主要原因是矸石被掺到煤炭中，充作“电煤”销售了。还有比这更为恶劣的行为是直接掺石头，将石头和上煤灰或涂上墨汁。这些做法不仅推高了火电企业的电煤成本，而且还对发电机组等设备造成较大损伤。机组损伤后不但额外需要支付昂贵的维修费，而且加剧了煤电关系紧张，甚至威胁电网安全运行。这些做法能够得以存在的前提是电煤供应偏紧。在电煤偏紧的情况下，煤炭方在煤电博弈中占据主动地位。这与前些年煤炭供过于求，煤炭企业与电力企业进行交易时，电力企业对煤炭企业的煤炭进行“扣秤”（缺斤短两）的做法如出一辙。这些非常有趣的“故事”，深刻地揭示了政策冲突下煤电交易。
在电煤价格放开后多种因素促使电煤价格不断攀升的情况下，基于对电力价格（包括上网电价和销售电价等）严格规制而形成多重纵向价格双轨制，与电煤价格市场化形成第六重政策冲突，成为电煤价格传导的障碍。虽然煤电价格联动方案在一定程度上可阶段性地将电煤价格向下游传递，但并不是从根源上在电力环节形成竞争性的价格形成机制，且在通货膨胀率较高的情况下，根本无法实施。
此外，在以上多重政策冲突导致煤电企业交易关系不畅，煤电关系紧张之外，一些地方政府的煤炭争夺战和限制所在地煤炭外流行为，进一步恶化了煤电关系。一些地方政府为了保证本省电煤供应，采取各种措施争夺电煤。典型做法之一是征收煤炭价格调节基金⑦，提高煤炭价格，减少煤炭外流，将所在区域的电煤“画地为牢”。如自2008年6月，湖南、重庆对所有省内从事煤炭开采、洗选、炼焦的企业征收煤炭价格调节基金，每吨35—70元不等。四川省自2008年8月1日起，对省内煤炭企业征收煤炭价格调节基金，每吨40—70元，通过推高省内煤价，减少煤炭外流，防止外省到四川“抢”煤。湖南省煤炭价格调节基金在保证省内煤炭资源供应，限制外流方面，效果明显。截至2008年6月30日，湖南省网统调公用电厂电煤库存恢复到83万吨水平，比此前最低38万吨回升了45万吨。除了开征煤炭价格调价基金，各省还有更严厉手段，例如在四川省，煤炭企业完不成2008年年初供煤合同量的75％，就不能申请非电煤出省；湖南省电煤总库存达不到200万吨，一律禁止煤炭出省。地方政府征收煤炭价格基金不仅抬高了煤价，而且降低了省际间电煤合同兑现率，这与其他限制电煤出省行为一样，扭曲了电煤正常交易，进一步恶化了全国煤电关系。
以煤电关系最为紧张的2008年为例，随着煤炭安全规制和市场准入政策的进一步严格，以及国家层面的资源整合政策接近尾声，越来越多小煤矿被关闭，电煤供求矛盾越来越突出。2008年1—8月，电煤市场价格上涨最快的时期分别是1—3月和5—8月，这两段时期分别对应的是电煤高峰需求和低谷供给。2008年1—3月，逢春节前后，天气寒冷，又遇罕见冰雪天气，煤炭需求量大，但供给角度看，春节、两会期间，煤矿安全生产严，更多的小煤矿停产。2008年5—8月，逢夏季用电高峰，电煤需求量大，但为了保奥运，电煤供给严重受限。在供求失衡情况下，一些地方政府的价格调节基金政策等进一步推动了电煤价格快速上涨，结果在2008年出现在半年多时间内翻倍现象，见图5，煤电关系出现了前所未有的紧张局面。
图5 2000年8月26日—2008年7月28日大同优混与山西优混秦皇岛码头平仓价走势
资料来源：中国煤炭网。
2008年10月以后，中国的经济增长率下降，现实中经济发展对煤炭的需求量也有所下降，奥运会后，被停产整顿的一些小煤矿复产，电煤供求形势有所变化，煤电企业紧张关系在一定程度上略有缓和。但自2009年以来，产煤大省山西省进一步加大了资源整合力度，更多的小煤矿被关闭或整合，这在很大程度上抵消了经济增长速度下降对缓和煤电冲突的效应。如果山西省的煤炭整合方式得到全国更多省市的效仿，在一段过渡期内，电煤供应紧张局面仍会持续。过渡期后，随着煤炭市场集中度的提高，煤炭企业的市场实力增强，合谋的可能性增加，这对缓解煤电紧张关系有不利的影响。如果中国经济确实逐步回暖，电煤需求增加，如果其他条件没有得到改善，煤电紧张关系仍可能会再次加剧。
三、化解政策冲突协调煤电关系的出路与选择
根据上述分析，中国煤电关系紧张在很大程度上可以解释为不同的政策与改革思路之间相互冲突。在不同政策之间互相制约和多重冲突不断叠加的情况下，如果不从整体系统视角审视中国的煤电关系问题，简单的局部的协调政策很可能是于事无补。“解铃还须系铃人”，协调中国煤电企业纵向交易关系，重要的是及时化解已有的政策冲突，并防止新的政策冲突。为此，可以重点或依次考虑如下几方面的政策安排：一是对中国国民经济的增长速度和增长模式，特别是过多依赖工业化与重工业化的发展思路做出权衡。二是如果依旧维持国民经济的高速增长，以及继续严重依赖资源和能源的工业化和重工业化的增长模式，则可以考虑大幅调整电源结构，降低煤炭发电的比重，增加其他电源比重。三是在短期内，如果其他电源比重的快速增加难以实现，则可考虑同时完善煤矿安全规制和煤炭产业市场准入政策，即在强化安全规制的前提下，放开煤炭产业的市场准入，弥补煤炭供给缺口。当然，这里所提出的放开市场准入并不是过去的放开小煤矿式的市场准入，而是在保障资源规模化开采前提下，对各种经济主体，特别是民营经济主体的市场准入，这与国家所应倡导的资源整合方向并不矛盾，但格外强调了对符合规模技术、安全生产和环境保护等资质要求的民营企业的市场准入。四是在煤矿安全规制得以完善和真正意义上煤炭市场准入逐步放开的情况下，取消对电煤的价格规制，彻底实现电煤价格市场化。五是完善资源补偿机制，并选择适当的时机稳步推出。实际上，用煤炭资源补偿机制、安全规制改革替代关闭小煤矿政策，真正使煤炭企业承担探矿权、采矿权成本、资源税费、环境成本和安全成本，消除煤炭暴利后，一些达不到规制要求的小煤矿会自动退出市场，在放开市场准入的情况下，这项替代性的改革政策不会使煤炭市场出现供不应求，会消除煤炭价格扭曲。六是完善煤炭购销运输体制。纠正一些地方政府和政府部门在煤炭购销中增收不当费用，暗中加价的做法，包括不当的强制的购销和运输体制。增加主要铁路输送线路建设，完善对铁路部门的规制，防止在煤电运输交易中增添任何人为障碍。七是取消国家和地方的煤炭订货会、产运需衔接会或重点合同汇总会等公然的协调方式。运用反垄断法控制和防止煤炭和电力企业的价格协调行为。八是放开发电价格规制，实现发电竞价上网，促进发电企业与大用户之间直接签订电力购销合同和电力竞争性市场交易机制，完善对电力具有自然垄断性质的输电和配电环节的规制，通过有效的规制与反垄断政策并用的方式，防止输配电环节的限制竞争或损害上游顾客的行为。并通过完善电力交易市场，进一步促使发电、输电、配电和售电各个环节有效衔接，形成市场化的电力价格形成机制。
［收稿日期］2010－03－15
注释：
① 本文之所以选择1980—2004年的数据的样本区间，因为中国自2002年开始出现经济发展速度加快、工业化和重工业化的趋势，并同时开始加强对煤矿安全规制、市场准入限制。其中，更为明显的变化趋势是从2005年开始凸显，特别是自2005年8月开始，关闭整顿煤矿政策在全国范围普遍推行。本文的理论分析和基本假设表明，自2005年开始，中国煤炭潜在需求受到供给抑制。本文所用数据来自中国经济信息网和《中国工业年鉴》。
② 方程下面括号内数字为相应系数的t统计量，各系数均在1％显著性水平下显著。
③ 各非统配煤矿的所有者为能将煤炭通过集运站经铁路运出，则须经煤运公司向所在铁路局主管货运的部门交纳数额不等的费用，以期尽早、尽快、尽多地安排运力，这就是“请车费”或称“点装费”。2005年，中原某铁路局的请车费高达吨煤60元，而山西大概在每吨20—30元之间。
④ 即煤炭交易价格出现票面价和票外价，表面上交易价格符合限价令，实际交割价格却等待限价令结束后再确定，以规避限价政策。
⑤ 有估算，电力价格上涨1％，将引起物价总水平上涨0.089％。
⑥ 为缓和煤电企业之间价格纠纷的全国煤炭订货会陷入名存实亡境地。每年通过订货会签订的实质性合同越来越少，多数煤炭和电力企业出席主要是争取铁路运输计划分配指标。
⑦ 各地方政府征收的煤炭价格调节基金不是一笔小数目。以湖南为例，2008年全省煤炭总产量将在5200万吨左右，以每吨35元的征收标准，湖南征收的基金总数将超过18亿元。四川省2008年预计原煤产量7500万吨，征收的基金超过20个亿。地方政府通过这笔基金向发电企业进行补贴，或对生产、调运电煤企业进行补贴。
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