纵向结构特性与电煤价格形成机制，本文主要内容关键词为：纵向论文,电煤论文,特性论文,机制论文,结构论文，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］F271［文献标识码］A［文章编号］1006－480X（2010）03－0065－11
2009年度的重点电煤谈判在僵持了8个多月之后终告破裂，合同价格无法签订。近年来，随着煤炭价格的不断上涨，国家发改委试图通过煤电价格联动机制来对煤电纵向关系进行协调。然而，每年始于年初的电煤谈判至少延续数月，合同电煤价格迟迟不能确定，甚至出现谈判破裂现象。这已经导致了巨大的交易成本，并对煤电产业链的正常运行带来严重负面影响。
在实践中，煤电价格联动机制未能成功化解煤电矛盾，原因可能是多方面的。主要原因之一是，电价与电煤价格的决定遵循的是不同的机制，两者之间存在冲突。事实上，由于上网电价至今仍然受到政府规制，而政府对电价的调整又不得不顾忌其对物价指数从而对宏观经济稳定的影响，因此，电煤价格的上涨很难被百分之百地向下游传递。另一方面，电煤价格谈判的格局取决于产业链上下游垄断势力的对比，在煤炭和电力都已经形成高度寡头垄断势力的情况下，在中国的市场环境仍不够规范的背景下，谈判破裂在某种意义上是必然的结果。
本文认为，要给出有效的解决方案，首先要准确理解煤电产业链及其纵向结构的特性，以及产业链正常运行所需要的外部环境。而产业链正常运行的核心标志，莫过于价格机制的有效性，具体来说，主要包括各个环节的产品价格与产量形成的有效机制，以及外部冲击通过价格与产量变动在上下游之间实现有效传递的机制。
本文第一部分在一般意义上讨论产业链纵向结构的特性及其价格形成机制；第二部分具体分析目前中国煤电产业链的特性及价格机制失效的原因；第三部分给出基于中国煤电产业链特性的电煤价格形成机制的构建及相关规制方案的构想①；第四部分讨论政府将产业链整体作为规制对象时，电价规制、电煤价格规制与煤电价格联动的关系；第五部分讨论煤电一体化与电煤价格形成的相互关系。最后给出全文结论。
一、产业链纵向结构及其价格形成机制
在一系列严格假设下，微观经济学经典理论证明了，无论对于单个市场还是整个经济，市场机制都是有效的。然而，当市场范围扩展到产业链，即面对上下游两个市场或多个纵向关联市场时，市场机制是否仍然有效的问题则超出了经典经济学的研究范畴。但现实中恰恰存在大量这类产业链均衡问题②。可以说，中国的电煤价格矛盾恰恰揭示出一类具有典型意义的产业链均衡及市场机制有效运作的问题。
市场机制的核心是价格机制，而价格机制则主要涉及价格发现机制和外部冲击传递机制。对于后者，还可进一步划分为对上游市场的冲击和对下游市场的冲击，前者主要来自劳动力和原材料等成本的变化，后者主要来自需求的变动③。相对而言，价格发现机制决定的是静态的市场效率，冲击传递机制则将决定市场的动态效率。基于此，当我们以产业链为研究对象来分析市场均衡问题时，就不能不关注产业链纵向结构的性质，这是影响上下游两个或多个纵向关联市场之间相互依存性的关键因素，既影响作为中间产品的上游产品价格发现机制的有效性，又影响外部冲击传递机制的有效性。
基于上游产业与下游产业的不同市场结构，本文将产业链划分为四种纵向结构④。如图1所示，以U表示上游，以D表示下游。称上游垄断、下游寡头垄断为A型结构；下游垄断、上游寡头垄断为B型结构；上下游都垄断为C型结构；上下游都寡头垄断为D型结构。需要指出的是，上下游均为完全竞争的纵向结构既不存在价格发现障碍，也不存在双向的冲击传递障碍，因而可将其忽略，我们只考察四种典型纵向结构下的价格发现机制和外部冲击传递机制。
图1 产业链纵向结构的四种类型
1.A型结构：上游垄断，下游寡头垄断
在此结构中，上游垄断厂商是价格制定者，下游寡头因相互竞争而不具有谈判势力。因而，上游厂商对其中间产品进行垄断定价，而下游产品的价格既受到上游垄断价格的影响，更取决于寡头之间的竞争格局。
此时，原材料价格上涨的外部冲击将改变上游垄断者的成本函数，进而改变其产品价格，由此很容易被传导到下游。反之，需求变动的外部冲击在改变下游市场需求的同时，通常也将改变上游垄断厂商面对的需求函数，因而也将反映在中间产品的价格变动中。
2.B型结构：下游垄断，上游寡头垄断
在这种买方垄断市场条件下，下游厂商按照其利润最大化的必要条件——边际价值等于边际支付来确定所购买的中间产品的数量，而上游寡头因相互竞争而弱化了其谈判势力，上游产品的价格主要由寡头间的博弈所决定。
此时，原材料价格上涨的外部冲击将改变上游厂商的成本函数，但面对垄断的下游厂商，当下游市场环境并未发生变化时，这种冲击很难向下游传递。由此可能导致上游厂商的利润空间被压缩，甚至亏损。对于需求变化的冲击，下游垄断厂商将随之调整其价格和产量，由此导致其边际价值函数的变化，进而改变其利润最大化的购买数量，并间接影响上游产品的价格。
3.C型结构：上下游都垄断
一个垄断链会产生双重加价问题（Spengler，1950），此时，上下游厂商都在各自成本上加成以实现利润最大化。因而，无论是原材料成本变动还是需求变动的冲击，在一个垄断链上都可以得到顺利的传递。
然而，这一结论依赖于一个隐含假设，即下游厂商不存在与上游厂商讨价还价的激励。这一假设具有现实性的客观条件是，下游厂商实施垄断定价将不受规制。而当其价格受到政府规制时，下游垄断者将存在很强的与上游垄断者讨价还价的激励，此时，中间产品价格将是不确定的。
4.D型结构：上下游均为寡头垄断
此时上下游厂商将就中间产品价格进行讨价还价，其均衡结果是不确定的。但可有一个简单的判断原则，即如果上游厂商的市场势力明显强于下游厂商，则中间产品的价格将更接近于下游厂商的边际价值；反之，则中间产品价格将更接近于上游厂商的边际成本。同样，由于上下游市场都存在竞争，外部冲击传递机制也可能受阻。在一定条件下，上下游厂商都有激励进行纵向一体化以规避这些风险（参见Hart et al.（1990）的研究结论）。
综上所述，在不受政府规制的条件下，只要上下游厂商中有一方具有垄断地位，或者双方都具有垄断地位，价格发现与外部冲击传递通常不会发生障碍。而对于D型纵向结构，市场机制的运作却可能产生障碍，在极端情况下，可能出现无法发现中间产品价格的情况。需要特别指出的是，在C型结构中，当下游市场的价格受到政府规制时，由于下游垄断厂商存在很强的与上游厂商讨价还价的激励，将使得上下游之间的博弈与D型结构一样复杂，其产业链的均衡结果也就难以预期。极端情况下，也会发生价格协议无法达成的结果。
二、中国煤电产业链特性及电煤价格机制失效的原因
基于上述讨论，不妨将我国电煤谈判中的现象称之为价格机制失效。要给出中国煤电矛盾的解决方案，需要探究其价格机制失效的原因。为此，不仅需要关注煤电产业链的纵向结构特性，还需要关注其产业本身的特性，而在中国，更需要关注该产业链运营环境的一些重要特性。
（1）根据我国产业现状，可以用图2来描述煤电产业链纵向市场结构。在不考虑运输环节的情况下，该产业链由四个环节构成：电煤、发电、电网与电力用户。在其上端，电煤与发电之间属于D型结构；在其下端，纵向结构取决于电力行业改革的进程。就此可以将该产业链大致区分为如图2所示的（I）和（II）两种模式。
对于电力行业来说，上述两种模式的关键差异在于电网在该产业链中扮演的角色。对于模式（I），发电厂商必须将电力销售给电网，再由电网销售给电力用户，其下端属于B型结构。但该模式实际运行中的上下游关系则因是否真正实现电力竞价上网而有所不同。模式（II）的特征是，发电厂商与电力用户之间直接交易，电网作为基础设施仅承担电力过网的职能。此时，该模式下端的纵向结构是上游寡头竞争，下游用户之间存在较充分的竞争。2009年，国家发改委发布了大用户直接供电试点的政策，这也是未来电力行业改革的方向之一。
图2 中国煤电产业链纵向结构
（2）中国煤电产业链本身的产业特性主要表现在以下两个方面：①这是一个能源产业链。在中国，火电是发电装机的主体，所占比重始终高于70％。而电力作为二次能源在中国能源结构中占据重要地位；②能源特别是电力行业属于周期性行业，其需求随着经济周期的波动而波动，因此煤电是一个具有很强周期性的产业链，其中，煤炭行业更是一个典型的受下游需求驱动的产业。
（3）我们需要特别关注煤电产业链运行的中国特色，这些特色或来源于我国的资源禀赋与经济发展格局，或因制度而生。①我国资源禀赋的特性决定了煤炭资源分布与电力负荷中心的分散，由此带来巨大的煤炭运输需求，其中，电煤的70％要经由铁路运输。然而，我国铁路运力，尤其是主要煤炭生产基地的铁路外运能力严重不足。虽然近年来铁路运能大幅增长，但仍低于同期煤炭生产和消费的增长速度。因而，铁路运输构成了煤炭供需之间的一个瓶颈环节（林伯强，2009）。在这种情况下，政府参与了运力的分配，特别是“重点合同”电煤供应的运力分配。每年初的煤炭衔接会实际上可视为铁路运力的协调会，电煤“合同”异化为运能配置单。运输瓶颈客观上限制了电煤的供给，使得煤电产业链本来可能实现的供需均衡演变为一定程度的供不应求，从而助长煤炭价格的上涨，导致价格扭曲。②就因制度而生的特性来说，可能表现在诸多方面。比较具有中国特色的是，电价受到政府严格规制，而电价的调整则又受到宏观政策的影响，且具有向下的刚性。目前，不仅销售电价受规制，上网电价也受规制，而发电厂商面对下游的垄断电网又不具有讨价还价势力，这就导致发电一方只能通过与上游煤炭厂商博弈来争取尽可能大的利润空间。随着经济的周期性波动，在经济衰退期，电力不能涨价，以免加重企业和居民负担；而在经济繁荣期，政府又顾忌电价上涨将直接推动CPI上升，因此，煤电价格联动实际上存在很强的经济环境约束。外部冲击的传递在煤电产业链中严重受阻。此外，正如刘振秋和唐瑱（2009）所指出的，我国迄今仍“缺乏诚信守约的社会信用环境”，其表现是，“煤炭和电力企业签订的电煤合同，基本上都是短期合同。一旦市场行情变化，煤炭或者电力企业随意更改合同。双方对违反合同的行为均不愿诉诸于法律。”当然，一个原因是“电煤合同”本身就不是法律意义上的合同，而电煤市场尚不规范是其根本原因。
上述因素的综合影响导致了我国煤电产业链价格机制的失效。纵向结构特性是影响一个产业链运作效率的基本因素，但双边寡头并不是价格机制失效的充分条件，至多只是必要条件。事实上，在较为成熟的市场经济中，通常并不能观察到这种现象。为解决经济周期波动带来的不确定性，煤与电之间的谈判结果一般是长期合同，且通常采用具有一定灵活性的条款。然而，似乎颇令人费解的是，我国总体上并未发生因电煤供应短缺而导致停电的现象，换言之，似乎产业链运作未发生断裂。其原因是，由于该产业链的运作对国民经济影响巨大，因此在经济繁荣或灾害发生（如2008年初的雪灾）导致电力短缺从而导致电煤短缺的时候，政府就会采用行政手段来保证电煤的供应。就此而言，政府实际上不仅对电煤的价格进行一定程度的干预，而且在特定条件下还对其产量进行了干预。
综上所述，在中国现实环境下，在D型结构的电煤—发电环节中发生了价格机制的失效，而这一结构又与其下端的发电—电网B型结构密切关联。在政府不可能放松对销售电价的规制、而竞价上网也未有效实施的条件下，整个产业链的外部冲击传递机制也是失效的。同时，作为瓶颈环节的铁路运力的改善也尚需时日。因此，现实的选择只能是，政府需要将规制从产业链末端延伸到产业链上游，实施产业链整体规制。
三、基于纵向结构特性的中国煤电产业链整体规制
尽管煤炭产业一直呼吁市场化改革，但我国煤炭产业其实从未真正实现市场化，甚至连一个规范的市场也尚未建立起来。煤电价格联动就是一种典型的明为市场化，实为宽松规制的手段，电煤价格涨幅从来不是市场说了算的。我国煤电产业链始终处在政府或多或少的规制之下。
改革的基本方向是从计划体制转向市场机制、减少政府干预无疑是正确的，但具体到某个产业链，却必须关注其本身的特性以及改革得以成功的环境和条件。事实上，在电力行业改革并无实质性进展（即便厂网分离这一改革近来也有回潮迹象）的情况下，放开电煤市场带来的是价格缺失和外部冲击传递受阻。就厂商作为经营主体来说，我们似乎已经远离计划体制；但就价格机制引导资源有效配置来说，我们离市场机制还有很远的距离。有效的市场环境、法律环境的建立——特别是有效的产业链环境的建立——应是构建有效市场机制的必要条件，而实现这一点，需要有整体的战略性规划。目前的困境来源于对产业链整体特性的认识不足，来源于对价格机制在产业链范围内有效运作的条件的认识不足。如果说，目前政府实际上对该产业链的各个环节都施加了一定程度的规制，那也是一种缺乏整体考虑、各自为政、甚至是上下游相互矛盾相互冲突的规制。因此，摆脱困境的现实方案是，实施对煤电产业链的整体规制，并根据未来电力行业改革及铁路运输瓶颈消除的进程来规划和确定规制放松的步骤。
1.煤电产业链整体规制框架
所谓产业链整体规制，应以产业链效率为基本目标，对上下游各个环节的价格规制和进入规制进行系统的规划和实施，确保供需平衡以及各方稳定的收益。为了保证规制的有效实施，还须考虑规制机构的设置和规制权力的配置，以及相关政策的配套。值得强调的是，“规制”并不意味着简单的政府定价或市场禁入，因此，规制机制与方案的设计具有至关重要的意义⑤。而要保证政府规制的有效性，首先需要对规制的目标及其有效性给出明确的界定。
就价格机制而言，政府规制的目标就是要解决作为整体的产业链价格发现和外部冲击传递两大问题。归根结底，价格发现与外部冲击的传递都是为了通过价格的形成和变化对资源配置进行引导。就资源配置的有效性而言，无论市场机制或是政府规制，所“发现”的价格短期内应尽可能保证相关产业与厂商能够获得正常利润；长期中，则应通过短期内可能的市场失衡导致的厂商利润变化来对长期投资或市场退出进行引导。特别值得强调的是，由于电力需求具有周期性，从而导致整个产业链的发展具有周期性，而厂商通常具有短期利益最大化的行为特性，市场机制在这种长期资源配置上存在较大的局限性。反之，对于政府规制机构来说，如何设计有效的规制方案，或者如何将对市场进入的规制与价格规制加以有机结合，进一步，乃至将政府投资作为另一种配套手段来优化该产业的长期资源配置，无疑也是一个值得深入研究的课题。
从规制目标和规制手段出发，煤电产业链整体规制方案所要解决的问题主要涉及三个方面：一是电煤基准价格的确定；二是给定受规制的电价，是否及如何确定电煤合同的价格范围；三是当外部冲击发生，电价和／或电煤基准价格是否及如何进行调整。
2.电煤基准价格的确定
总体而言，我国煤炭市场是一个不成熟、竞争不规范、政府监管缺位的市场，且由于煤电双方越来越“势均力敌”，以至于谈判双方对于什么是合理的电煤价格水平无法达成共识。因此，电煤基准价格的确定是煤电产业链整体规制的一个基点。
长远来看，电煤基准价格的确定需考虑以下诸多因素：煤炭作为可耗竭资源的特性，厂商的开采成本和经营成本，可能征收的资源税、环境税和其他税负，发展清洁能源的影响，等等；短期则需考虑供需关系、产能过剩，以及与国际市场价格的平衡等问题。目前，电煤基准价格的确定往往是简单地采用上一年或过去若干年内的平均价格作为基准，这可能加剧周期性波动的影响，也意味着全盘接受因煤炭价格高涨导致的无序竞争和掠夺式开采所带来的负面效应。
基于资源有效配置的基本要求，电煤基准价格的制定应保证电煤厂商可获得正常利润。从产业链整体效率角度出发，也应同时保证发电厂商的正常利润，但这与其上网电价的高低有关，现阶段又与受规制的销售电价水平有关。本文的建议是，现阶段可以采取以电价倒推的方式得出电煤基准价格。因为在电价给定的条件下，电煤价格的设定将决定煤电产业链上下游利润的分配。而且，由于电价对于国民经济具有重大而全面的影响，政府对于电价的调整是非常慎重的。尽管开始了大用户直接供电的试点，但其全面实施还依赖于电力行业改革的整体进程和效果。在这些刚性约束条件下，从电价来倒推电煤的价格就是一种现实的选择。
3.电煤规制价格的区间
电煤基准价格是在综合考虑各项主要因素基础上进行估算而获得的价格水平。考虑到煤炭市场所具有的竞争性，作为现实的规制手段，政府应以基准价格为基础，设定一定范围的价格区间，作为电煤合同谈判的价格规制范围。
设定价格区间的规制可简称为“区间规制”。采用这一规制政策的理由是，即使规制机构具有足够的能力，也不可能保证所确定的电煤基准价格是绝对准确的，更不用说价格规制受到信息不完全等客观因素的限制，因此需在一定程度上发挥市场机制的作用。进一步，考虑到需求的波动性，该政策也可演化为，在市场需求高涨时设定电煤的最高限价，而在需求低迷时设定电煤的最低限价。
价格区间规制的优点还在于，可以尽可能平滑电煤价格的短期波动。当环境发生微小变化，如需求的较小波动或劳动力成本的微弱上升时，可以保持电煤价格不变，这也给电价的相对稳定预留了较大空间。电力价格的剧烈波动无论对消费者还是对政府和社会都不是合意的，因此应在综合考虑各种环境因素变化的条件下，尽可能平滑电价的波动。
实际上，面对我国煤电矛盾的困境，已有学者提出类似的价格规制建议。如张复明（2009）提出了“价格捆绑”方法，即电煤价格应等于基价（低于或略低于全行业成本水平）加上浮动价（由下游产品价格和盈利水平决定）。他建议参考国外由电解铝的市场价格反推决定电价的方式，这也是一种倒推机制。但通过市场来实现这样的定价恐怕也是一厢情愿，这里仍然需要规制机构的干预。
刘振秋和唐瑱（2009）提出，“为了避免煤价过度上涨或下跌导致电价大起大落，在现有煤电价格联动机制基础上，设置联动机制缓冲区间。如根据物价水平和用户承受能力，设置销售电价最高涨幅上限及煤价临时干预措施的启动条件等。”这本质上也是一种整体规制。但本文建议的价格规制方案是从下游的电价向上游递推。我们认为，电价调整相对受到更强的宏观环境的约束，而煤电价格联动实际上只考虑了从上游向下游的外部冲击传递。
4.电价与电煤基准价格的调整
尽管电价因承担过多的宏观经济“责任”而具有某种刚性，然而，当经济环境发生较大变动，特别是原材料成本大幅度上升、经济危机发生、国际市场价格剧烈波动时，电价和电煤基准价格的调整仍然是必要的。从价格机制的效率而言，也只有通过这样的适时调整，才可能完成外部冲击的传导，从而保证资源配置的动态优化。
为了保证价格传递机制的效率，在一定条件下，政府不仅有必要调整电煤基准价格，而且有必要调整电价，从而保证产业链利润分配的合理性。容易看到，煤电产业链上下游的谈判势力随着供需状况的变化而变化。当需求不足时，发电厂商有着更强的议价势力，电煤价格必然下行，从而发电厂商可能获得整个产业链利润的较高比例；而当存在稀缺供给时，煤炭企业将获得更强的议价势力和利润比例，电煤价格必然上涨。然而，当发电厂商面对垄断的电网时，却极易受到两头挤压。当煤炭价格上涨时，发电厂商可能因无法向电网传递成本而承担利润减少的风险；而当煤炭价格下降时，其上网电价又可能受到电网的压制，同样享受不到利润的增加。
因此，在经济繁荣期，政府可以对电价进行适当的向上调整。现实中，由于政府过于顾忌电价上涨对CPI的影响，因而对电价进行人为压制。但其实际效果是，过低的电价压制了电力厂商的利润空间，不利于电力行业本身的规模扩大，也不利于电力用户（主要是制造业用户）应对价格信号来提高用电的效率，从而无益于资源的长期有效配置。反之，在经济衰退期，或在电力供给能力中长期出现一定过剩的情况下，则应适时和适度地调低电价⑥。剔除通货膨胀因素，实际电力价格围绕长期均衡价格在一个适当的范围内上下波动是合意的。
5.煤电产业链规制机构与规制权力的分配
关于规制机构的设置及规制权力的分配，本文仅给出以下核心观点，其具体方案需要更深入的研究。本文认为，为了有效实施上述规制方案，有必要建立着眼于煤电产业链整体效率的规制机构，将煤炭（至少是电煤）、铁路与电力产业纳入整体监管平台下，统筹协调煤、运、电的规划、布局、价格和进入条件。主要理由有以下两点。
（1）被割裂的政府规制使得煤电产业链上下游无法协调一致。在能源问题上，尤其是对于煤电这样的国家能源命脉产业，政府通过整体调控来确保其平稳运行，确保能源安全应是社会合意的。2010年2月成立的国家能源委员会已经朝这个方向迈开了重要的一步。
（2）煤炭作为大宗货物，且产地离主要消费地较远，作为中间环节的铁路运输能力及其快捷性直接影响了电煤的实际供应和价格。我国大部分铁路运力由政府统一分配，少部分由市场调节。在目前状况下，不对这一瓶颈环节进行较强的政府规制，就很容易导致价格传递受阻的僵局。
上述方案是基于我国现实背景下的短期解决方案，面向未来的长期解决方案依赖于电力行业的改革，以及电力行业与煤炭行业整合的走势。煤电关系的长期解决方案应是煤电一体化与长期合同并存的格局。其中，长期合同的有效实施可能需要建立煤炭期货市场和中国煤炭价格指数，以指导煤电双方的合同价格谈判，并通过政府的严格监管来保证合同的履行。
四、电煤基准价格、电价规制与电煤价格规制
在基于产业链的整体规制方案中，价格规制是核心。以产业链效率为目标的规制要求电煤、发电、电网各环节都获得正常利润，因而，价格规制要求设置合理的电煤基准价格、上网电价以及销售电价。上述方案的关键思路是，在两种电价都受到规制的情况下，倒推设定电煤基准价格。以下给出推算的基本思路。
目前，我国的电价规制采用投资回报率模型。对于煤电产业链，简化假设各个环节都只生产一种产品，则厂商收益与其成本之间的关系式为：
R（PQ）＝C＋S（RB） （1）
式中，厂商收益R取决于其价格P与销售量Q，C为成本费用，包括燃料成本、设备成本、工资、税收和折旧等；S为投资回报率，RB为投资回报率基数，即厂商的资本投资总额。
基于（5）式，我们可以分析在煤电产业链整体规制中，政府设定规制价格所需贯彻的几项基本原则。
（1）对于政府规制价格的制定来说，在具有充分信息的条件下，就可能通过电煤基准价格、标杆上网电价和最终消费电价的设定，来对各个环节的投资回报率进行调整。无疑，就资源有效配置的要求而言，各个环节的投资回报率至少都应大于等于社会平均的投资回报率。
（2）假设受规制的销售电价给定，并假设三个环节的成本也给定，则（5）式告诉我们，政府确定上网标杆电价和电煤基准价格的实质是在三个环节的投资回报率之间进行权衡，因为这三者之间具有此消彼长的关联性。此时，政府应该考虑的一个重要因素是投资主体的不同，其基本背景又涉及市场结构特性。对于电煤和发电产业来说，由于不具备垄断特性，因此政府不应对市场进入进行规制，由此即要求保证两个产业有相对较高的投资回报率。而对电网来说，由于其具有自然垄断特性，且其发展相对更应具有较强规划性，其资本性质应以国有资本为主体，其新增投资也应来自于国有资本。就此而言，电网的投资回报率只要保证达到甚至可略低于社会平均水平。换言之，政府应对电网的进入加以规制，其规模的扩大不需要通过较高的投资回报率来吸引其他资本，而是可以通过国家中长期发展规划加以确定，并通过国有资本的投资加以实施。
（3）在以现实状况为基础来设定规制价格时，不仅要权衡三个环节的投资回报率，还需要对现实的成本状况进行分析，对各个环节的厂商经营效率进行判断。目前社会形成的大致判断是，电网的利润率很高，同时成本高企，效率较低，政府对电网这一自然垄断环节的规制是不到位的。为此政府需要对三个环节的成本和效率进行深入调研，同时在可能的情况下，采用“价格帽”规制的办法来强化厂商提高运营效率的激励⑧。
由此可进一步明确，当销售电价和电煤价格均给定的情况下，投资回报率的权衡就只在发电厂商和电网之间发生。考虑到电网的自然垄断特性，政府更有必要对电网的利润率进行严格规制，特别是，近来发生的电网公司重新进入发电行业的现象是一种有悖于改革方向的倾向，对于未来真正实现发电竞价上网是极其不利的。政府应对电网公司进入发电行业加以严格禁止。
（4）对于外部冲击的传导机制，在上述分析基础上可以发现，当政府在建立煤电产业链整体性价格规制的时候，如果其各个环节的规制价格能够较好地实现上述各项原则，那么，这些价格应该能够在一定范围内得以稳定，仅仅在外部环境发生较大变化的时候，才需要进行规制价格的调整。而调整的方向应该是很明确的，其中最终电价的调整幅度需要根据宏观经济状况加以权衡，但电价的调整应该有上有下，而不应具有向下的刚性。
比较上述方案，现行的煤电价格联动机制存在明显的缺陷。一是以电煤涨价的一定比例（比如，70％）来设定上网电价的上调幅度，其余部分要求发电厂商消化，或者类似地要求电网消化一定比例的价格上涨，都是一种权宜之计，缺乏总体考虑，缺乏足够的经济分析和信息调研作为依据；二是该机制的实施过于受制于宏观经济周期、CPI、宏观政策目标等方面的约束，具有非连续性和不可持续性特点；三是该机制只有正向联动，没有反向联动，当煤炭价格下降时，并没有设计相应的电价下降路径。
五、煤电一体化与电煤基准价格
在上述方案中，电煤基准价格的制定具有关键意义，但其具体测算却较复杂，难度较大。就此，我们认为，可在一定程度上以煤电一体化厂商的内部电煤转移价格作为参照标准之一。
煤电一体化是近年来该产业链演化的主要趋势之一。对于下游厂商来说，应对上游价格不断上涨的策略之一是后向一体化，即通过进入上游领域从而免于在原材料供给上受制于人。近年来，随着煤炭价格快速上涨，大型发电集团均实施了向上游煤炭领域进军的战略，以控制电煤来源，保持价格稳定。但由于政府对煤炭开采领域的进入采取限制政策，最初的煤电一体化多采取电力企业参股煤炭企业的方式。这是一种松散的、非实质性的一体化，实践证明，效果并不理想，电力企业未能真正实现其一体化的意图。
2009年3月25日，国资委批准中国大唐集团公司主业增加了与电力相关的煤炭资源开发和生产，自此，其旗下的五大发电集团均可以全面涉足煤炭业务。这意味着政府对电力进入煤炭资源开采领域的进入规制放松。借此东风，五大发电集团纷纷采取收购煤矿、获得煤田开采权、规划建设坑口电厂等方式进军煤炭开采领域，试图提高煤炭自给率，在煤电谈判中占据主动。目前，五大发电集团年产煤炭1亿吨，在建和已经拿到的煤炭项目储量约2亿吨，总共约有3亿吨煤炭产能。当然，这与庞大的电煤年消耗量还相去甚远。据中电联的统计，2008年，全国电煤消费约13.4亿吨。因此，煤电一体化仍然是该产业链未来发展方向之一。
进一步，按照国家发改委颁布的《煤炭产业政策》，我国将鼓励在大型煤炭基地、整装煤田、低热值煤集中产区，大力推进大型煤电基地建设，拟重点建设13个大型煤电基地，鼓励建设坑口电站，优先发展煤电一体化项目。这种大型煤电基地比煤电一体化更进一步，是一种“煤运电一体化”，且可继续向下游延伸至化工、电解铝等产业，有助于构造完整的大能源产业链，破解运煤、输电等环节可能存在的瓶颈。就解决煤电矛盾来说，这无疑是一种长效方案。
在纵向一体化公司内部，原来的外部交易转变为内部交易，中间产品市场价格就变化为转移价格。因而，转移价格涉及一家公司的两个部门之间为获得有效的交易而进行的价格发现与传递。此时，转移价格成为一体化公司内部资源配置的一种手段。最早研究一体化公司中间产品转移定价问题的Hirshleifer（1956）认为，在完全竞争市场上，设定转移价格等于边际成本即可。不过，若是最终产品市场是不完全竞争的，基于市场的转移定价可能就不是最优的（Gox，1998）。不难理解，基于市场的转移定价要求存在可以提供相关价格参考的或可作为内部交易的完全替代品的竞争市场，但如果内部交易是必需的或优先的，转移定价又如何呢？Besanko and Sibley（1991）的研究表明，总公司可根据战略需要，命令上游子公司生产计划的产品和数量，并按照规定的转移价格将产品“销售”给下游子公司。也可由各子公司的经理共同协商内部转移价格。其具体的定价要么基于成本，要么基于市场价格，要么基于这两者的综合考虑。
Holmstrom and Tirole（1991）将转移定价与组织设计问题联系起来，分析了为什么总公司可以控制子公司的交易行为。他们把中间产品交易的组织形式分为三种：M型公司（管理者如果在内部市场达不成交易，可以自由选择外部市场）、变种的M型公司（管理者仍可自由谈判价格，但内部交易优先于外部交易）、C型公司（只进行内部交易，转移价格单方面决定），并假设交易总是事后有效的。最优组织形式由交易的讨价还价收益、市场监督成本和其他寻租活动决定。
然而，上述研究都是针对无规制的下游市场进行的。在一个受规制的煤电一体化企业中，电煤转移价格又是怎样形成的呢？依照上述理论研究，无疑应取决于组织结构、上下游部门的管理者及其成本等因素。设想一下，在M和C型公司的上游部门想设置基于全部成本的转移价格，但如果造成下游部门亏损的话，必然导致利益冲突。而如果基于现货市场价格，则纵向一体化的效应则完全等同于非一体化。因而，一个下游价格受规制的企业可能不得不采用倒推方式来形成内部转移价格。例如，可以计算出集团总利润，然而采取合意方式在上下游之间进行分配，由此得到电煤价格。
随着越来越多的发电集团实现一体化，倒推机制将可能成为主要的电煤价格形成机制，从而与政府规制机构的价格形成机制趋于一致，甚至政府规制价格与一体化厂商的转移价格可以互为参照。因为一体化厂商更了解真实的电煤成本信息，其转移价格将更接近于边际成本。
六、结论
本文的研究结果表明，在中国现实的市场环境下，D型结构的电煤—发电环节发生了价格发现机制的失效，而在政府不可能放松对电价的规制及竞价上网也未有效实施的条件下，产业链的外部冲击传递机制也是失效的。因此，现实的选择只能是，政府需要实施产业链整体规制。这要求政府从产业链整体效率及煤电一体化发展趋势出发，组建一体化的“大能源”规制机构，统筹协调煤、运、电的规划、布局、价格和进入条件，全面负责能源产业链布局、发展与规划。
以产业链整体效率为目标的规制要求电煤、发电、电网各环节均获得正常利润，因而，价格规制要求设置合理的电煤基准价格、上网电价以及销售电价。由于后两种电价受到政府规制，现阶段电煤基准价格可以采取以销售电价倒推的方式得出。同时，作为现实的规制手段，政府应以电煤基准价格为基础，设定一定范围的价格规制区间，作为电煤合同谈判的价格范围。进一步，当越来越多的煤电企业实现一体化后，逆推方式可能成为一体化厂商确定电煤内部转移价格的形成机制。届时，政府定价与企业内部转移定价可以互为参考，甚至将趋于一致。
本文所提出的规制方案是基于短期现实环境条件和产业链总体效率目标的。从长期来说，未来煤电产业链整体改革推进的重要课题之一是，如何设计各个环节改革的先后顺序。目前学界的一个基本共识是，电力行业的改革或许应是电煤价格市场化的前提。但问题的复杂性在于，对于电力行业改革来说，真正实现竞价上网需要怎样的条件？不同的改革方案的有效性如何？
据报道，国家发改委和电监会已经提出了一份关于加快推进电价改革的文件，有望于近期出台。这一改革推进的基本思路是，改变上网电价行政主导的现状，实现竞价上网、加快核定输配电价、销售电价与上网电价联动的新的上网电价机制。本文的结论可供相关部门作为规制方案设计的借鉴。从该报道看，目前设想的方案仍主要采取从上游向下游的价格变动传递思路，尽管方案设计中考虑了价格变动周期的限定以及对上网电价实行最高限价的机制，但在市场波动比较激烈的环境下，有可能导致销售电价的剧烈波动，从而对宏观经济的稳定带来不利影响。因此，对于上述问题，以及如何从短期方案过渡到长期方案，最终实现长期改革目标，还需进行更深入的研究。
［收稿日期］2010－02－01
注释：
① 本文在较广泛的意义上使用“规制”这一概念，因而煤电价格联动也被视为政府规制的一种形式。
② 相对于一般均衡，这仍然是一种局部均衡的研究；而相对于单个市场，这是具有重要意义的扩展。
③ 为简化起见，以下仅分析上游厂商的原材料成本变化和下游市场的需求波动这两种情况，其他可能的复杂情况可进行类似分析。
④ 本文只考虑四种常见结构，实际上还存在上下游均为完全竞争的情况，可作为效率基准。纵向一体化的结构作为特例在第五部分讨论。郁义鸿（2005）基于产品特性与技术条件的角度将产业链划分为四种不同类型，主要涉及上游产品是最终消费品还是中间产品等特性。
⑤ 于立宏和郁义鸿（2006a，2006b）提出了“规制延伸”的概念，本文是对其进一步深化和具体化的研究成果。
⑥ 本文以火电为研究对象，对于水电、核电、风电乃至新能源等各类能源价格之间的协调与权衡，是一个涉及范围更广而更复杂的课题，需另做深入细致的研究。但火电价格无疑可作为基准电价来看待。
⑦ 对于电网，这里假设电力过网的边际成本为零，即电力的投入并不产生成本。
⑧ 对于发电环节采用最高限价方式进行规制，也是可以考虑的一种策略。即使真正实现了竞价上网，在发电厂商之间构成寡头竞争的情况下，政府也需要防止其通过共谋来提高上网电价。
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