基于政府规制的我国煤电企业收益协调机制设计

桂良军，谷增军，乔英伟

(1.山东工商学院会计学院，山东烟台264005；2.山东新矿赵官能源有限责任公司，山东齐河251113)

2002年，国家放开了电煤价格，实现了“市场价”，但对上网电价和销售电价实行严格的管制，仍实行“计划电”。随着电煤价格的不断攀升，煤电企业之争愈演愈烈，矛盾不断加深，关系更加紧张。2004年以来，针对理顺价格机制，我国频繁出台试图解决煤电矛盾、缓解煤电紧张关系的各种政策，如煤炭订货会、煤电价格联动、煤电一体化、长期合同等，但效果并不理想，没有从根本上解决煤电矛盾，相反，各种政策相继陷入了困境。煤电企业矛盾的根源是电力企业市场化改革不彻底，上网电价和销售电价受到政府规制，导致电煤的价格上涨难以向下游传递，而电力企业与垄断的电网无讨价势力，只能通过与上游煤企进行博弈，以追求利益公平、获取利润空间，使得煤电产业链中两个利益主体之间的关系紧张，矛盾加深。事实上，销售电价对物价指数、居民生活以及国家宏观经济的影响巨大，政府规制不可避免。本文试着研究放开上网电价，规制销售电价，在供应链合作收益分配基础上建立政府规制下煤电企业合作联盟的收益协调机制，探索政府规制下运用税收、价格补贴的手段，力求从根本上解决煤电矛盾。

一、目前我国煤电冲突治理模式分析与价格博弈策略

在我国目前的电力结构中，火力发电占总装机容量的70%以上，煤炭消费的60%供给了发电企业，煤炭和电力两个能源行业之间具有“唇齿相依”的关系［1］，是一个典型的上下游供应链企业。长期以来电煤价格受到政府干预，煤电企业因价格问题纷争不止，关系紧张，冲突频繁。为了化解煤电之争，解决煤电企业交易关系紧张问题，国家出台了很多政策，但效果不佳，没有解决根本问题，反而使冲突更加激烈，交易关系更加紧张。

(一)目前煤电冲突治理模式分析

1.煤电价格联动

2004年底，出台了煤电价格联动机制，取代之前的煤炭订货会(2006年更名为全国煤炭产运需衔接合同汇总会议)，允许煤炭价格上涨时，电价可随着上涨，出发点是缩小计划与市场煤价的差异，是国家在市场煤、计划电背景下，为理顺煤电价格关系而出台的电价政策，是政府制定的、为弥补市场缺陷而采取的行政手段。2005年以来，虽然联动了4次，但总是陷入非良性循环的怪圈，只要电价上调，接下来肯定会引来新一轮的煤价上涨，很少出现煤炭价格下跌情况。期间多次达到了煤电联动条件，但迟迟未动。2010年底，面对电煤涨价的恐惧，电力企业再次呼吁煤电联动，国家发改委价格司司长曹长庆表示，“电力企业亏损有诸多原因，‘煤电联动’具体怎么联，联多少，要在接下来理清各自责任的基础上稳步推进，目前仍停留在研究阶段。”［2］表明煤电价格联动模式本身并不完善，需要进行再研究。同时，电煤价格上涨而导致的成本上升既然能够从电力价格的联动上升而得到补偿，使得电力企业缺乏通过提高效率来降低电力生产成本的积极性，相反，电力企业可能会将主要精力用于游说政府，要么提高电力价格，要么人为降低电煤的价格。况且，煤电联动只是针对煤电矛盾本身，没有从根本上解决发电企业的困境和煤电之争的深层次问题。因此，煤电价格联动是煤电双方多次博弈的结果，是政府为了平衡煤电双方利益而设置的原则与政策，不是缓解煤电矛盾的根本措施，更不是电力体制改革的方向，仅是电力体制改革矛盾的转移。

2.煤电一体化

煤电一体化，广义上指煤与电的结合。如:煤、电企业相互参股、战略合作、资产一体化等;狭义上指煤、电企业资产一体化经营，成为实质性一体化企业。国内学界与业界一致认为中国煤、电产业未来发展的方向必定是煤电一体化，该方案符合国家产业政策［3］，认为煤电紧张关系产生的根源在于煤电企业之间所形成的纵向价格双轨制，纵向一体化才是缓解煤电紧张关系的有效途径［4］;也有人认为，煤电一体化显现出较强的协同效应，交易内部化可以降低交易成本，甚至一体化后，企业规模扩大，抗风险能力更强，还可以获得合并纳税收益等等［5］。事实上，对于电力企业来说，煤电一体化的主要目的是保证发电厂的煤炭供应，而不是靠煤矿投机赚钱，是不得已而为之;本质上，煤电一体化是将煤电问题内部化到大的能源集团，通过企业集团内部的行政手段协调煤电问题。况且，煤炭和电力生产技术相关性比较弱，属于两个不同的行业，发电企业后向一体化煤炭企业的成本节约空间有限，规模经济也不存在;同时，一体化后的煤炭企业不再是独立的核算单位，不必为自己的不当行为承担全部责任，尤其在目前发电企业国家垄断经营的条件下，反而会刺激煤炭企业转移成本和转移不良债务的欲望，加重一体化企业的负担［6］;再者，一体化后的煤炭部门生产成本的增加同样会带来发电价格上升的压力，一体化也只是将显性的电煤定价冲突隐性化了;此外，煤电一体化仅解决了部分发电企业的电煤供应问题，解燃眉之急，不可能大规模并购，否则会影响企业效益。据资料显示，在美国，煤电一体化也仅占电煤供应市场的15%，而未煤电一体化的发电企业，仍然要面对煤电矛盾，甚至由于煤电一体化影响了资源优化配置，使它们的煤炭供应形势变得更加严峻。大量的煤电一体化只会加剧发电企业之间争夺和控制煤炭资源的程度，而没有解决煤炭企业和发电企业之间的矛盾［7］。因此，一体化本身不能完全消除煤电价格冲突的实质——煤炭市场定价和政府管制下的电力定价，不可能缓解煤电紧张关系。

3.长期合同

从长远看，我国煤炭市场将会向稳定、成熟和规范的市场发展，煤电行业可以改变签订一年期合同的做法，用长期合同建立新型的煤电行业关系［8］。相对我国的合同时间期限，美国煤矿和电厂签订的煤炭购销合同，基本上是长期合同，其中，10年期合同占 39%，11～30年期合同占32%，30年以上长期合同占29%。参照美国煤电企业的做法，同时结合我国的国情，我国煤电行业签订5年期甚至更长时期的电煤供应长期合同是将来的发展方向。至于电煤价格，可以近年来国内最低价格和最高价格为限，按照行业平均利润，从中商榷双方能够接受的合理水平;运力上，可以根据签订的电煤供货合同，由煤炭企业与铁路运输企业签订运输合同;实际执行中，按照合同确定的数量和价格进行供货和结算。理论上，通过签订长期合同，可以建立起新型稳定的煤电供需关系。但是，市场机制、不完全契约理论告诉我们，由于某种程度的有限理性或者交易费用，使得现实中的契约是不完全的，不完全契约不能规定各种或然状态下的权责，而主张在自然状态实现后通过再谈判来解决，重心在于对事前的权利(包括再谈判权利)进行机制设计或制度安排。一旦自然状态实现，在这种具有双边锁定特征的再谈判过程中，投资方就面临被对方“敲竹杠”或攫取“可占用性准租金”的风险，即投资者投资的边际收益中有一部分被对方分享了。由于电煤价格上的政府干预，煤炭企业认为其扩大产能的投资收益部分被电力企业分享了，导致合同履约率极低。在2009全国煤炭产运需衔接合同汇总会上，五大电力集团与煤炭企业由于价格分歧一单未签。2010年政府取消了一年一度的煤炭产运销衔接会，取而代之是煤电双方签订长期电煤合同，但是，在现有体制下如何规范双方企业来签订长期合同至今还没有具体的实施方略。同时，2010年，国家发改委牵头组织电企、煤企及铁路三方，对本年30万吨以上的重点电煤合同进行了抽查，结果发现合同兑现率不足50%［9］。一年期电煤合同履约率都很低，中长期合同能否顺利执行更是可想而知。再者，我国的煤电市场需求长期大幅波动，导致价格上下幅度较大，这样对原有长期合同的重新谈判成为必然。由于逆向选择问题的存在，重新谈判会对事前激励产生负面影响，进而引发煤炭企业或者发电企业的机会主义行为。不完全契约使违约成为了可能，机会主义行为又使违约成为了必然。在政府干预下，即使签订了长期的电煤购销合同，但是履约率很低，甚至即使保持一定的履约率，但电煤质量低劣，长期合同治理模式的效果又有多大？

(二)现有模式下的煤电价格博弈策略

现有的冲突治理模式，不能从根本上解决煤电企业之间的矛盾。煤电企业是处于供应链中的上下游企业，都是独立的利益主体，追求利益最大化是其主要目的;但是，作为我国两大能源产业，又需要在政府的干预和规制下双方密切合作，使整体利益最大化。按照博弈理论，整体利益最大化并不能保证个体利益的最大化。如图1所示的煤电企业供应链合作“囚徒困境”博弈中，虽然煤电企业供应链合作得益 A(a1，b1)是最大的，但是，有政府规制的存在，双方均有背叛的意愿，进行价格博弈而获取个体利益最大化的可能，最终的均衡将是D(a4，b4)。

政府规制下，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实力，这就导致发电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。而电力企业的重点合同电煤价格与市场电煤价格有时相差200～300元/吨，每年政府都要出面强行限制电煤价格，使得煤企利益受损。结果，煤企的应对策略主要有:(1)联合销售。通过建立区域性、跨地区的煤炭联合销售机构，增加应对电力部门竞争的筹码;(2)实施大集团战略。各省通过收购、兼并、整合的方式不断扩大煤炭企业规模，形成企业集团;(3)降低煤炭质量。提供低发热量的煤炭，甚至部分中小煤炭企业在供应电厂的煤炭中，通过掺水和粉碎的煤矸石降低煤炭质量，来应对重点合同电煤与市场煤价差不断拉大的问题［10］。这种方法虽然涉嫌违法，但煤炭企业认为，同价才能同质，不同价就不能同质。电力企业的应对策略有:(1)联合采购，共同压价。通过联合采购方式，减少和控制电煤价格上涨的压力。每年12月底或1月初，国家发改委都要部署煤炭衔接会事宜，并进行合同汇总、落实运力，五大电力集团联合压价，有好几年五大电力集团都是以零合同结束衔接会;(2)实行招投标制。在燃料供应中实行竞质、竞价，摆脱中间环节，有效降低煤价;(3)某些电企，在条件具备的情况下进口煤炭，利用国际资源调节国内价格;(4)从相对稳定煤炭资源、价格、质量、运输等环节，与供煤单位在利益共享的战略伙伴关系下签订中长期供需合同，稳定电煤价格;(5)兼并、收购、建设煤矿，实行煤电一体化，从源头上开展竞争。

二、我国煤电企业供应链市场结构与电煤价格传导机制失效

(一)我国煤电企业供应链市场结构

我国的煤电企业是供应链中的上下游企业，其市场结构如图2所示。在不考虑运输环节的情况下，该供应链由电煤、电厂、电网和用户四个环节构成。其中，上端的电煤与电厂环节属于“寡头垄断-寡头垄断”市场结构，上下游企业之间就产品的价格进行博弈，其结果难以确定。但基本的判断原则是:如果上游企业(电煤)的市场实力明显强于下游企业(电厂)，其产品价格将更接近于下游企业(电厂)的边际价值;反之，产品价格将更接近于上游企业(电煤)的边际成本［11］。由于上下游市场都存在竞争，产品价格可能受到影响。同时，在一定的条件下，上下游企业有意愿进行纵向一体化，以规避市场风险。下端的电厂、电网和用户环节，其结构取决于电力管理体制改革进程，大致又分为如图2所示的(Ⅰ)和(Ⅱ)两种模式。

图2 我国煤电企业供应链市场结构

对于模式(Ⅰ)，电厂必须将电力销售给电网，再由电网销售给用户，是“寡头垄断-垄断”市场结构。在这种买方(电网)垄断市场条件下，电网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电力的数量，而上游寡头(电厂)因相互竞争而弱化了其谈判势力，上网电价主要由上游寡头间的博弈所决定。此时，电煤价格上涨的外部冲击将改变电厂的成本，但面对下游垄断的电网，在下游市场环境并未发生变化时，产品价格(上网电价)很难向下游传递，由此可能导致电厂的利润空间被压缩，甚至亏损。对于需求的变化，下游垄断厂商(电网)将随之调整其销量和价格，改变其利润最大化的购买数量，从而间接影响其上游产品(上网电力)的价格。电网与用户之间形成的“垄断-竞争”市场结构，理论上将形成卖方垄断价格，下游用户不存在与上游企业(电网)有讨价还价的可能，产品价格能顺畅传递。但是，上游垄断企业(电网)必须考虑价格同供需之间以及销售量同单位生产成本之间的关系。模式(Ⅱ)是电厂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，是“寡头垄断-竞争”市场结构，上游(电厂)寡头垄断，下游用户之间存在较充分的竞争，产品的价格取决于市场供求关系。这两种模式的市场结构，另加政府规制，使得我国电煤价格传导机制失效。

(二)我国电煤价格传导机制失效

煤电价格传导机制是指在市场经济条件下，上游煤炭产品的价格变动会引起下游电力产品价格变动的内在机制，作为上下游价格链条的传输过程，是价格作为杠杆作用的体现。煤电价格传导是基于成本的价格传导，同时受到下游产业利润率和供求状况的调节。以煤炭价格上涨为例，煤炭价格上涨以成本形式导致发电价格上涨，上涨程度同时受电力市场供求及发电行业利润水平的影响;发电价格上涨导致输配电价格上涨，进而导致销售电价上涨;销售电价上涨传导至其他产业及终端消费领域，最终引发CPI上涨。但是，我国煤电供应链价格传导机制运行并不顺畅，由于受到政府规制，导致价格传导机制失效，呈现价格传导受阻、效应减弱、时滞延长的特点。一般来说，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，价格传递通常不会发生障碍。而对于“寡头垄断-寡头垄断”市场结构，市场机制的运作就有可能发生障碍，甚至可能出现无法确定中间产品价格的情况，多年的煤炭产运需衔接合同汇总会上，五大电力集团与煤炭企业电煤价格不能协商一致就是例证。同时，在“寡头垄断-垄断”市场结构中，由于下游买方(电网)价格(上网电价)受到政府规制，其成本很难向下游传导，导致电厂的利润空间受限。销售电价受到政府规制，电网企业成本也不能向下游传导，导致电网企业的亏损。在销售电价受政府规制，同时上网电价也受到政府规制的环境下，电厂面对下游的垄断电网又不具有讨价还价实力，这就导致电厂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，电煤价格被压低到合意价格制下，导致煤电供应链效率扭曲，加剧煤电矛盾，致使煤电关系紧张，其根本原因还是煤电供应链企业之间非完全市场化下的利益分配问题。

要使煤电价格传导机制有效运行，需要加快煤炭、电力企业市场化改革，彻底解决“市场煤”和“计划电”的管理体制，但是，我国电力体制改革严重滞后，电力完全市场化的可能性很小，考虑宏观经济调控和对CPI的影响，政府规制销售电价已成必然(世界很多国家都如此，尤其是发展中国家)，而竞价上网也尚待时日。因此，现实的选择只能是研究政府规制下的我国煤电企业收益协调机制。

三、政府规制下的我国煤电企业收益协调机制设计

市场经济的显著标志在于资源的所有和分配是通过非政府组织——企业和市场来完成的，资源所有者通过分工合作和组织协调来提高生产力。在市场经济条件下，上下游企业存在利益矛盾本来是正常的，但是，我国的煤炭和电力作为上下游企业，其矛盾根源不仅仅是由于市场，更是产业间市场化改革的不同步、市场结构差异而形成的利益分配问题，表现在电煤价格，症结在于电力产业的垄断，很大程度上也是政府排斥市场的结果。现有条件下，政府对销售电价规制是必须的，但需要制定合理的收益协调机制，以协调各利益主体的收益。

(一)收益协调机制总体框架

长期以来，我国以国家发改委为政府规制主体，协调煤炭、运输，对电煤价格或多或少进行干预，对电力价格(包括上网电价和销售电价)进行严格规制。为了保证规制的有效性，需要设计规制机构、赋予规制权利、制定配套政策［12］，更重要的是设计合理的收益协调机制来协调各利益主体的利益。

1.规制机构

规制机构必须是着眼于提高煤电供应链整体效率的机构，能够将煤炭(煤矿)、运输(铁路)、电力(电厂和电网)纳入整体协调监管之下，统筹协调煤、运、电的规划和管理，通过整体调控确保其平稳运行、有序发展，以保证我国能源安全。要实现此目标，需要设置高层次的协调机构。目前挂靠在国家发展改革委员会的国家能源局虽然整合了一些管理职能，可以实施对电力、煤炭等行业的管理，但权力有限。建议设立国家能源部，或在2010年2月成立的国家能源委员会基础上适当调整职权作为政府规制机构，煤、电、运协调监管是其职责之一。

2.收益协调机制总体框架模式

政府规制下的收益协调机制总体框架包括如图3和图4两种模式(为了叙述方便，省略了电煤和电厂之间的运输环节)。

图3是过渡阶段的政府规制总体框架模式，由国家能源委员会作为政府规制主体。对于电厂，其下游的上网电价受到政府规制，上游的电煤价格虽然市场化，但也受到政府的干预(通常是有利于电厂);对于电网，其上下游两端都受到政府的规制，电企(包括电厂和电网)必然向政府要求弥补因规制而造成的损失。电厂、电网因为受到政府规制，成本不能向下传导，有理由要求规制主体的政府给以合理补偿;而对煤企来说，由于电煤价格受到政府干预，电煤价格不完全是市场机制下的市场价格，煤炭企业也有理由要求政府补偿。这种政府规制下合理的收益分配比较复杂，应该补偿，但如何补偿？补偿多少？缺少相应的分配机制和计算办法。也有人说，对煤炭企业的补偿是政府干预电煤价格的结果，是煤炭市场化管理体制改革的倒退。从供应链管理角度看，煤企、电厂、电网构成了完整的供应链，可以通过合作使得整体收益超过不合作下各个体收益之和［13-15］，更需要将整体收益在各节点企业之间进行合理分配，其分配结果要大于不合作时的个体收益。此模式下规制者的角色是:首先，基于合作整体收益在电网、电厂和煤企之间进行合理分配(图3中的分配1和分配2);其次，商定煤炭、电力规制价，同时对煤企、电厂和电网进行补贴，以弥补其因价格规制而受到的损失，补贴标准是基于各利益主体的市场价和规制价的影响额，此外还需要研究补贴机制，包括将差别电价补贴留给电网企业(目前是全额上缴地方国库)和政府补贴机制等。

图3 煤电收益协调机制总体框架Ⅰ

图4 煤电收益协调机制总体框架Ⅱ

图4是电力市场化改革达到一定程度后政府规制总体框架模式，是今后的发展方向。由国家能源委员会作为政府规制主体，管理、协调煤炭、运输、电厂、电网产业链。上游的煤企、运输、电厂依据市场机制运行，电煤价格随行就市，上网电价通过竞争，销售电价受政府规制。此模式下规制者角色是:商定销售电价的规制价，对居民、农村和困难电力用户进行补贴等，以确保国民经济正常运行和人民生活的电力需求。

(二)分配基础：供应链整体收益分配

图3和图4的煤电收益协调机制总体框架的基础是市场机制下煤企、电厂和电网供应链企业密切合作、收益合理分配。无论是图3还是图4，共性的是:煤企、电厂和电网都基于市场机制(但市场化程度有差异)，都需要按照合作联盟的供应链思想，使得整体收益最大化，并将最大化的整体收益在各成员企业间进行分配，使各成员企业收益大于自己单干所获得的收益，才能保证其合作的稳定性。各成员企业首先要商定供应链合作整体收益的分配比率。

在煤电企业供应链合作中(以煤矿和电厂为例，图3中的分配1)，任何一方都有牺牲另一方的利益而使自己利益最大化的倾向，类似于博弈论中的“囚徒困境”。在“囚徒困境”博弈中，囚徒收益大小的顺序是:UD(单方背叛——对方坦白)＞MC(双方合作——均不坦白)＞ MD(双方背叛——均坦白)＞ UC(单方合作——对方不坦白)［16］;如果单方能够获得双方合作的收益，并使其结果大于单方背叛获得的收益，此时，双方的关系结构就由“囚徒困境”转变为冲突较小的“猎鹿博弈”，“猎鹿博弈”的关系结构是:猎人们围住一只鹿，如果大家合作抓住这只鹿，每个人都会吃得很好(MC)，如果其中一个人离开去抓了一只兔子，则这只鹿就会跑掉，这个背叛的人只会吃到很少的东西(UD)，其余的人将什么都吃不到(UC)。如果所有的人都去抓兔子，所有的人都会有机会抓到兔子，都会有机会吃到较少的东西(MD)。因此，每一个猎人的收益情况为MC＞UD＞MD＞UC。为此，在前文图1所示的煤电企业供应链合作“囚徒困境”博弈中［1］，以下各式成立:

在“猎鹿博弈”下，通过对供应链合作整体利益的合理分配，可以实现a1＞a3＞a4＞a2，b1＞b2＞b4＞b3的结果。假设煤电供应链合作后的整体收益为M(可以在政府作为中间人的监督下，依据当时电力竞价上网价格，由双方商定)，对电厂的整体收益分配比率商定为α，则煤企的整体收益比率就为1-α，为了双方能够长期合作，需要满足下列各式:

求解可得，α的取值范围是［(a3-a1)/M，(M+b1-b2)/M］，在此范围内确定的电厂整体分配比率，可以使得煤企和电厂整体收益最大化，也能使个体利益较不合作有所增加。同理，也可以分配电网和电厂的合作收益(图3中的分配2)。

(三)现实选择：不完全市场机制下的收益政府协调

图3是过渡阶段的政府规制总体框架模式，是我国目前条件下的现实选择。在不完全市场机制下(如图3)，煤企、电厂、电网在供应链合作整体收益分配的基础上，由于电煤价格受到政府干预，上网电价和销售电价受到政府规制，致使供应链各方利益受损。为了使各方能长期、稳定的合作，作为规制者的政府在其中应发挥重要的作用，包括研究确定电煤、电力规制价以及为受损企业进行政府补贴。

1.确定电煤、电力规制价

电煤、电力规制价的确定应保证煤企、电厂和电网均可获得正常收益，这与上网电价有关，也与销售电价有关。同时，要对各利益主体的成本状况进行分析，对其经营效率进行判断。规制价的确定通常基于收益率或确定价格上限两种方式［17］。

基于收益率的规制价是由规制者(政府)设定公正的收益率，不允许企业获得超过公正收益率以外的利润，只要企业的利润率不超过公正收益率，就可以自由定价。收益率规制价公式为:

其中，TR为总收入;TVC为总的可变成本(如运营支出);D为负债资本;E为自由资本;i为负债资本的合理利率;ρ为自有资本的合理利润率(投资回报率)。基于收益率确定规制价的基础是成本，政府必须全面了解被规制企业成本的构成、大小以及行业的平均状况。但是，这种规制价的确定不利于企业节约成本，其获取更高收益率的愿望要大于其节约成本的动力，是一种低强度的激励机制。

基于价格上限的规制价的确定是由规制者(政府)设定一个最高限价，不允许超过。价格上限规制价公式为:

其中，Pt为当前要制定的规制价;Pt-1为上一个规制期的规制价格;PRI为零售价格指数;X为一定时期内生产率增长百分比，通常由规制者制定;Z为外在的不能被预期的影响因素。

价格上限规制价的确定没有考虑成本因素，其主要参考依据是上一期的规制价、通货膨胀率、技术进步等。这种规制价的确定可以弥补基于收益率的规制价确定以产生过多使用成本的弊端，激发企业提高效率，是一种高强度激励机制。

就我国目前来说，电煤和发电产业是寡头垄断，而电网是自然垄断，电网成本具有劣加性，因此电煤规制价、电厂规制价(上网电价)宜采用基于收益率的方式确定，其投资回报率至少应大于等于社会平均回报率。但要注意:由于存在信息不对称，企业容易虚报成本，降低节约成本的积极性。电网规制价(销售电价)的确定宜采用基于价格上限的方式确定规制价，强化其提高运营效率激励，而非扩大规模、增加投资获取收益，进而提高销售电价。

电煤、上网电价和销售电价的规制价可以根据社会经济发展和国内国际环境的变化确定调整条件和调整方案。

2.补贴机制构想

虽然政府放开了煤价，但是电煤价格或多或少受到了政府行政干预，在规制价低于市场价的情况下，煤炭企业将遭受利益损失;对电力价格(包括上网电价和销售电价)，政府也进行了严格规制，使得电力成本不能向下游转移，更不能按市场价格获得补偿，电力企业的收益受损。这就要求规制者(政府)建立补贴机制，通过政府财政补贴、转移支付等方式对收益受损方进行补贴，以弥补其损失。

(1)差别电价补贴

差别电价是经国家批准，供电企业根据用户对电力产品的不同需求，适当修正基础价格出售电能产品的策略。目前，我国的终端销售电价实行目录电价制，按电压分为五个等级，然后不同用途进一步分解为八类，即:居民生活电价、非居民照明电价、普通工业电价、大工业电价、商业电价、农业生产电价、贫困县农业排灌电价和趸售电价。每个等级、每个类别电价差别较大，在几乎所有的省级销售电价表中，居民、农业等用户的电价均低于工业、商业用户，存在工业用户、商业用户对居民用户、农业用户的价格交叉补贴，交叉补贴是通过低电价和国有电力企业(电网)的亏损来实现，这部分交叉补贴并没有落入电网企业。

同时，自2004年以来，国家发改委会同国家电监会对电解铝、铁合金、电石、烧碱、水泥、钢铁、黄磷、锌冶炼8个高耗能行业中的限制类和淘汰类企业用电执行相对较高的销售电价，即差别电价。目前限制类企业每千瓦时加价0.10元，淘汰类企业每千瓦时加价0.30元，且规定差别电价收入全额上缴地方国库，专项用于支持当地经济结构调整和节能减排，电网企业也没有得到。但是，差别电价收入跟其淘汰类、限制类企业的总体收入相比，后者极有可能远远超过前者，可能导致地方政府只顾眼前利益而忽视长远利益。因此，建议这部分差别电价收入要全额留给电网企业，以弥补其销售电价受到规制而造成的收益损失。

(2)政府补贴

竞争性定价机制将是资源优化配置的最有效途径。但目前中国的能源市场，尤其是电力市场，远离理想状态;同时我们还面临着宏观经济波动和通货膨胀的压力，因此对生产环节的补贴不能一下子完全取消;再者，中国是一个发展中的转型经济国家，过渡性的能源消费补贴是合理的，有时候甚至是必须的，都需政府通过税收和补贴的手段加以干预。

为提高生产效率、合理配置资源、促进社会公平，无论在生产环节还是消费环节，政府有必要为受规制方提供政府补贴。政府补贴的计算和补贴方式等虽然需要进一步深入研究，但基本思路是:计算各利益主体在一定期间内(如1年)按市场价和规制价分别计算的收入差额合计。计算公式如下:

电煤补贴=(电煤市场价-规制价)×电厂实际耗用的电煤数量，其中，电煤市场价可以依据煤矿地理位置，参考就近的港口(如秦皇岛港、广州港等)的煤炭价格减去相应的运输费用后的价格确定。

电厂补贴= (上网电力市场价-规制价 ) ×上网电量，其中，上网电力市场价以区域为范围，采用两部制(容量电价和电量电价)为基础的市场竞争形成的竞价上网价来确定。

电网补贴= (销售电力市场价-规制价 ) ×销售电量-已获得的差别电价补贴，其中，销售电力市场价与上网电力市场价实现联动，在简化分类基础上，参考国际同类电价，结合我国现状，分区域确定。

(四)未来展望：完全市场机制下的收益政府协调

电煤、电力作为我国的重要能源，其价格长期以来受到政府的干预或规制，虽然这种管制下的能源价格具有相对的稳定性，但实际上是一种隐性通货膨胀［18］，其后果表现为供给持续紧张、价格上涨压力不断积蓄，而这种被压抑的涨价压力迟早要释放出来。事实上，我国政府已经意识到能源价格市场化的必要性，并进行了勇敢的尝试，但是我国能源价格市场化进行得并不彻底，而是在很大范围内保留了政府的干预权或定价权，这在中国市场经济体系逐步形成过程中和国家能源安全还没有确保的情况下是可以理解的，有短期的、宏观的合理性，但这种管制不可能，也不应该是长期的。事实上，只要政府行政定价，补贴就如影相随，如果政府不能改革能源价格，那就必须改革能源补贴，且补贴的设计必须做到短期、公平和透明，以保证能源消费的公平和效率，反对大面积地实现能源价格补贴［19］。电价市场化改革，无非是要建立价格由市场决定的机制，不加区分的政府电力补贴机制既无效率又失公平，大部分电力交叉补贴最后落到不需要补贴的高收入人群或高耗能行业中。未来发展是政府部门应减少直接干预市场，而是以价格、税收等作为调控杠杆，让市场形成竞争环境。因此，建议:(1)取消生产环节的补贴。生产环节的政府补贴无益于消费效率的提高，电煤价格高涨，销售电价不涨，这在一定程度上鼓励用户用电，加大了煤电供需紧张，交叉补贴增多;同时，生产环节的补贴也加大了煤炭的开采，进一步污染了环境。(2)减少或取消交叉补贴。销售电价按市场机制运行，在政府规制的同时，建立合理透明的能源定价机制［20］，将补贴和交叉补贴从价格中剥离出来，变目前电网企业的低电价或亏损对电力用户的“暗补”为政府对居民、农村或困难电力用户的“明补”。

图4是未来我国煤炭、电力市场化改革基本同步的情况下，煤企、电厂、电网协同管理，产业链顺畅，上游环节完全市场化，不需要政府介入，收益协调分配机制自我实施;下游销售电价在政府规制下，按市场机制运行，政府补贴透明，是理想的产业协调、收益分配机制。与不完全市场机制下(如图3)的收益政府协调相比，政府需要商定销售电力规制价，销售电力规制价的确定方法与前面相同;因销售电价按市场机制运行，交叉补贴减少或取消，电价上涨，政府有必要对居民、农村及困难用户以及电网企业(因销售电价受到规制)进行政府补贴。电价的上涨使得电网收入增加，政府补贴电网的数额将有所减少，同时，加大对煤炭企业资源税费的征收，补充政府财政收入，减少政府补贴压力。

四、结论

长期以来，煤电企业之间关系紧张、冲突频发，表现为电煤价格之争，实质是收益分配问题，根源是电力企业市场化改革不彻底，导致煤电产业链中两个利益主体之间的关系紧张，矛盾加深。

目前的煤电价格联动、煤电一体化、长期合同等煤电冲突治理模式都不能从根本上解决矛盾，煤炭企业和电力企业采取相应的应对策略以获取利润。目前政府规制和我国煤电企业供应链的市场结构模式使得电煤价格传导机制失效，销售电价有必要受政府规制(很多国家都如此，尤其是发展中国家)，在中国市场经济体系逐步形成过程中和国家能源安全还没有确保的情况下是短期的，宏观上是合理性，但这种管制不可能，也不应该是长期的。要从根本上解决煤电矛盾，政府部门应减少直接干预市场，而是以价格、税收等作为调控杠杆，让市场形成竞争环境的收益分配协调机制，这一协调机制是以供应链合作为基础，首先，在供应链整体收益最大化基础上，各方商定整体收益的分配率;其次，作为现实的选择，政府要研究制定电煤、电力规制价，对电煤、电厂和电网各方因规制损失进行补贴;从长远看，要在坚持放开煤价的基础上，在发电侧实行竞价上网，取消生产环节的价格补贴;在销售侧实行竞价向用户供电并实行上网电价与销售电价的市场联动，使价格充分反映市场供求的变化及资源的稀缺程度，同时，在政府规制下，减少或取消交叉补贴，建立合理透明的能源定价机制，将补贴和交叉补贴从价格中剥离出来，变目前电网企业的低电价或亏损对电力用户的“暗补”为政府对居民、农村或困难电力用户的“明补”，对电网企业因受到政府规制损失进行补贴。同时，加大对煤炭企业资源税费的征收，补充政府财政收入，减少政府补贴压力，从根本上解决煤电矛盾。

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