“煤电之争”的根源及治理对策

叶 泽，何 姣

(长沙理工大学经济与管理学院，湖南长沙410004)

一、引言

燃料成本一般占火力发电企业生产经营成本的70%。2002年国家实行火力发电用煤即电煤市场化改革，取消电煤指导价以后，电煤市场价格持续大幅度上涨，发电企业燃料成本大幅度增加，电能的销售价格(业内称上网电价)受国家管制不能及时和完全反映成本的上升，生产经营困难直至出现行业性亏损，影响发电企业生产和投资，直接和间接地造成新电力供应短缺。针对出现的煤电价格矛盾，政府采取了一系列政策和措施。2004年国家发改委发布《关于建立煤电价格联动机制的意见的通知》(发改价格［2004］2909号)，并在2005年和2006年两次实施煤电价格联动政策;并在以后多次出台《关于做好跨省区煤炭产运需衔接工作的通知》，以解决区域性、时段性的电煤产运需矛盾。2009年总理政府工作报告中把“适时理顺煤电价格关系”列为重点工作。2011年国家发改委宣布对市场交易电煤实行最高限价。但是，政府的政策措施没有解决煤电价格矛盾问题，据有关资料统计，2002年全国平均标煤价格为167元/吨，2011 年上涨到 749．2 元/吨，上涨为 348．62%;与此同时，2002年我国平均上网电价为0．295元/千瓦时，2011年为0．414元/千瓦时，上涨幅度仅为40．34%，10年间煤价涨幅是电价涨幅的8．62倍。2011年发电企业亏损严重，正常生产经营受到影响，出现了新一轮缺电现象并可能“常态化”。煤电价格矛盾通过现实或潜在的电力供应短缺已经严重影响到国民经济和社会发展，2012年总理政府工作报告中再次将“逐步理顺煤电价格关系”作为政府重点工作之一，国务院将理顺煤电价格关系作为今年经济体制改革的重点工作。

发电企业与煤炭企业以及政府在电煤价格控制和上网电价调整等方面的矛盾被形象地称为“煤电之争”。对于“煤电之争”形成的原因，目前来自不同方面的解释基本上局限在“市场煤”与“计划电”的体制框架内，即认为上网电价不能随着电煤价格上涨而相应提高是导致发电企业经营困难的根本原因，解决办法主要有以下四种:一是政府重新启动煤电价格联动政策，提高上网电价［1］。这种办法最简单，但是存在两个缺陷，一方面上网电价大幅度提高国民经济难以承受，另一方面不利于在发电企业中形成成本控制机制。二是主张通过煤电纵向一体化等纵向整合措施来协调“煤电之争”［2］。发电企业通过收购现有煤矿或者直接投资新建煤矿，满足或者部分满足自身用煤需求。五大发电集团公司都早已进行这种战略投资，2011年五大发电集团煤炭产量合计达到2．26亿吨，约占全国煤炭产量7．5%，平均煤炭自给率达到25%左右［3］。这种办法没有增加电煤供应量，不是解决“煤电之争”根本措施。三是建议政府在“计划电”的前提下回到“计划煤”的模式上，以电价倒推来确定电煤基准价格并对电煤价格实施区间规制［4］。这个办法有道理，但是不符合社会主义市场经济制度建设的大方向，况且计划本身可能会诱导出供应短缺，后果比价格上涨更加严重。四是继续深化电力改革，在“市场煤”的基础上实行“市场电”［5］。这个办法是今后煤电管理体制改革的方向，但是，目前我国电力市场改革处在停滞状态;即使建立了市场，考虑到终端用户承受能力的限制，补偿高煤价的市场电价也未必能够随行就市，通过市场竞争机制传导到电网环节或者销售侧。

本文认为，“煤电之争”产生的原因分为两个层次，第一层是电煤市场价格持续大幅度上涨;第二层次是上涨的燃料成本由于政府管制的原因不能通过上网电价传导出去。电煤市场失灵是导致电煤价格上涨和产生“煤电之争”的根本原因。政府首先应该从完善电煤市场入手解决“煤电之争”问题。主要措施是尽可能改善导致电煤市场失灵的限制性条件，适当采取针对市场失灵的管制政策;对采取以上措施后仍然发生的价格矛盾启动煤电联动政策解决，保证发电企业获得合理收益。

二、“煤电之争”产生的原因

在“煤电之争”产生的两层次原因中，电煤市场价格上涨是最根本的原因，“市场煤”与“计划电”的体制性矛盾只是派生性原因。

(一)第一层次原因：电煤市场失灵

关于“煤电之争”产生的原因，理论界和学术界基本上局限在“市场煤”与“计划电”的体制框架内，即认为造成我国煤、电关系紧张的根源在于煤、电企业之间所形成的纵向价格双轨制关系［6］。其实，这只是对问题的表面解释，是不准确和不全面的，并不利于煤电矛盾的解决。既然“煤电之争”的核心是电煤价格持续大幅度上涨，那么市场价格变化首先就应该从市场本身找原因，仅仅只是“市场煤”而不是“市场煤”与“计划电”的体制矛盾才是煤炭价格上涨的真正原因。

1．电煤市场价格持续上涨的经济学解释

微观经济学市场均衡理论认为，市场机制会自动地诱导出使买卖双方都认为合理的均衡产量和均衡价格。如果不能出现这种结果，就出现了市场失灵［7］。市场失灵也称市场失败，是经济学理论对市场机制不能发挥作用引导资源最优配置和价格、产量均衡这种现象所下的定义。目前我国电煤市场表现出市场失灵，即电煤价格不断走高，但是供应量不能有效地上升和需求量也不能明显地降低，从而使价格始终保持大幅攀升的情况。

图1描述了电煤市场失灵的形成过程。假设Q0、P0分别表示电煤市场正常运行条件下电煤需求量与供给曲线相交时的初始均衡产量和均衡价格，则电煤市场的初始均衡点为a(Q0，P0)。2002年以来，受我国工业生产快速增长，尤其是金属冶炼、设备制造等高耗能行业快速发展的影响，使我国电力需求保持持续高速增长，从而带动了对电煤的需求。假设电煤需求曲线由D0向右平移到D1，此时电煤价格由P0上涨到P1。如果电煤市场是一般商品市场，在假设生产成本没有发生变化的情况下，价格上涨P1－P0，一方面将刺激商品生产者增加供给，假设供给曲线由S0向右平移到S'1;另一方面则促使商品消费者提高商品利用效率或者抑制对商品的需求，假设需求曲线由D1向左平移到D'1。最终产生新的均衡点c(Q2，P0)，这时的均衡价格与初始均衡点a的均衡价格相同。这个结果说明，在一般商品市场中，价格提高后引起的需求和供给的变化会使价格回到初始的均衡点。不过，在电煤市场中，当价格提高到P1后，供给不会有明显或者对应需求量的增加，同时需求也不会降低。假设电煤供给曲线由S0向右平移到S1，电煤需求曲线仍为D1，最终产生的均衡点为d(Q1*，P1*)。这样均衡价格缺乏回到初始均衡点a(Q0，P0)的机制，电煤市场均衡价格会保持在P1*的水平，同时电煤价格上涨了P1*－P0。而在市场机制有效的一般商品市场中，价格即使有扰动变化，企业有可能获得短期超额利益，但是，总会有市场力量将其拉回到初始的双方利益相当的均衡点。

图1 电煤市场供需均衡

2．电煤市场失灵原因分析

下面从电煤市场供需特点两个方面对导致电煤市场失灵的原因作进一步分析。

(1)不是需求拉动

部分文献认为供给不足是煤价偏离市场均衡的主要原因［8］。表1列出了2002—2010年间我国原煤供应(产量)与需求(消费量)的数量及平衡的情况。数据表明，有6年的原煤供应略大于原煤需求，只有3年的原煤供应略低于原煤需求，平均相差不到0．3亿吨，且最多不超过0．6亿吨。假设不同消费用途的煤可以相互替代，同时不考虑我国煤炭资源分布与煤炭消费布局不协调所产生运力不足与限制因素，可以得出结论，近年来电煤市场供求基本上是平衡的。事实上，历年国家发改委下发《关于做好煤炭产运需衔接工作的通知》预测我国煤炭市场供需总量基本平衡。并且，在全国及各地的电力监管报告等相关资料中，没有缺煤停机情况的统计。因此，即使部分放松上面的假设条件，可以认为电煤供给不足并不是造成电煤市场价格大幅上涨的主要原因［9］。

表1 我国原煤供应(产量)与需求(消费量)比较 单位:亿吨

(2)电煤市场需求刚性

在经济学中，价格往往通过供求关系的相互作用而在市场均衡时确定。对于一般商品市场而言，如果原材料价格高企业可以放弃购买，转产或者使用其它替代品，然而，由于电力这种特殊商品具有供给与需求瞬时平衡的物理特点，而发电和电网公司作为公用事业单位，从中央企业履行社会责任的角度必须承担普遍的发电和供电义务，且电力负荷本身具有很强的随机性与不可预测性，以上特点决定了电力需求弹性几乎为完全刚性［10］。如表2所示，Y．X．He等对不同价格波动程度情况下我国不同用户的电力需求价格弹性做了定量分析［11］。

表2 不同用户电力需求价格弹性系数的绝对值

在中国，煤/电两大行业是唇齿相依的高度依存关系。据中电联统计，2011年我国燃煤装机达70667万千瓦，占全国总装机的66．93%，燃煤发电量为36913亿千瓦时，占全国总发电量的78．18%，可以预测今后很长一段时间内，中国能源结构以煤为主的电源结构不会改变。并且，就目前替代煤炭资源发电的技术条件而言，虽然太阳能、风能、核能等已经出现，但由于替代成本过高，这些能源并不能大规模地替代煤炭资源。再加上发电设备资产专用性的特点，当电煤价格上涨时也不可能不用煤，不发电;而当电煤价格下跌时，由于较大的储存成本也不可能大量囤积。以上因素共同作用就使得发电企业对电煤的需求呈现明显的刚性特征，即不管电煤价格如何变化，基于电能需求具体来讲是电网调度计划的电煤需求不可能减少。这正好解释了图1中电煤价格由P0上升到P1时，发电企业并未像一般商品需求者一样减少需求从而使得需求曲线D1向左移动的原因。

(3)电煤市场供给的区域垄断性

自2002年政府取消重点合同煤指导价以来，煤炭行业利润率呈现逐年上升趋势，已经接近30%的高水平，明显获得了超额利润(图2)。但是煤炭企业逐年增加的超额利润基本不是企业通过自身降本增效、提高劳动生产率等管理因素创造的。一般商品只要存在超额利润时，会引起新的厂商进入市场，从而使得行业供给增加，最终到达初始均衡价格。但是电煤作为资源性商品，超额利润并不能吸引更多的企业进入。任何地方都可以投资生产汽车，但是煤炭资源是有地区限制的，不是任何地方都可以投资生产煤炭，这就使得煤炭资源的开采具有明显的区域垄断性。为了追求超额利润，煤炭企业可以通过合理的生产计划安排或者组建煤炭企业销售联合体控制产量，人为制造稀缺，使市场价格维持在一个较高的水平。例如，1997年原开滦矿务局、峰峰矿务局、原霍州矿务局等煤炭企业成立了华北炼焦煤销售联合体;1998年陕西省政府组建陕西省煤炭运输销售集团公司;山西省的焦炭销售联盟，河南煤炭销售总公司，2000年中国煤炭运销协会和14个国家大型炼焦煤生产企业成立的中联煤炭销售有限责任公司，晋冀鲁豫陕5省煤炭企业及神华集团实行了煤炭销售联席会议制度，西南、西北、东北地区煤炭企业实行了煤炭销售联席会议制度［12］。此外，历届煤炭订货会议上煤炭企业也组建起销售“共同体”。例如，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%［13］。由于发电企业对电煤需求呈现明显的刚性特征，同时，区域性的煤炭销售机构在所在区域内具有垄断势力，因此区域性煤炭联合销售机构类似于串谋的欧佩克(OPEC)石油卡特尔，这样煤炭销售机构能够控制电煤的生产量和供应量，从而抬高电煤价格获得垄断利润。这就解释了为什么图1中电煤供给曲线弹性较大，并且在电煤价格上涨到P1时，但没有带动电煤供给曲线S0向右相应移动到S'1的问题。

图2 历年煤炭行业权益利润率

如果把运力因素考虑进来，电煤价格偏离初始均衡价格现象将更加明显。目前，我国煤炭资源分布不均衡，特别是煤炭生产与消费同样分布不均衡，这就形成了西煤东运、北煤南运的格局。但一直以来，铁路运输综合投资能力不足的问题突出，难以满足流通运输需求。据国家统计局数据显示，2011年，全国煤炭产量完成了35．2亿吨，同比增长8．8%。同时，煤炭固定资产投资保持较快增长，全年完成4897亿元，同比增长25．9%。然而未来几年运力的增长很难与煤炭产需的增长相匹配。2011年铁路运输完成投资5767亿元，同比下降22．5%，这一局面必将对今后几年电煤有效供应造成较大影响。

因此，电煤市场需求刚性、电煤市场供给的区域垄断性与运力安排不足等3方面的因素捆绑在一起，使得电煤价格无法像一般商品一样最终达到初始均衡价格。

(二)第二层次原因：政府电价政策两难选择

事实上，“煤电之争”不仅是“市场煤”与“计划电”之间的价格矛盾，而是涉及煤、电以及政府三大责任主体之间的系统性矛盾，更多地表现为发电企业与政府之间的“政电之争”。由于目前的“煤电之争”不仅牵涉到煤电双方的利益还影响到国民经济的多个方面的内容，因此，政府在电价政策的选择上处于两难困境。

(1)“煤电之争”实际上是“政电之争”

从煤电关系责任主体的角度分析当前煤电价格机制现状，可以发现这样一个问题，即火电企业和政府往往把当前煤电价格机制产生的问题归因于煤炭企业，如煤炭企业提高价格，限制产量，煤质掺假，重点合同煤履约率低等，从而提出了“煤电之争”的说法。从表面上看，目前的“煤电之争”是发生在煤炭企业与火电企业之间的价格博弈，但实际上却是发生在政府与火电企业之间的“政电之争”。

2001年以前，煤炭作为基础性资源，由政府确定指导价，之后由企业协商，政府出面协调。自2002年以来，国家逐步放开电煤价格，宣布不再发布电煤指导价;2005年底，国家正式宣布从2006年开始，对电煤价格不再进行宏观调控，取消了价格干预，让电煤价格完全由市场调节，最终形成了以合同价为主进行煤炭交易并确定铁路运量的市场格局。因此，煤炭企业在电煤市场中获得的价格不论多高，只要是通过市场谈判公平达成的，就不存在不合理，更不应该受到批评和指责。当然，煤炭企业在电煤市场交易中确实存在一些不合理的做法，如有些煤炭企业的重点合同煤履约率偏低;部分地方政府通过出台限产保价措施，人为造成电煤市场缺少充分竞争，导致价格不能准确反映市场供需关系。但从整体上看，煤炭企业还是在法律、法规允许的范围内生产经营。市场讲理性和规则，煤炭企业追求利润最大化的行为只要是市场和法律法规允许的范围内运行，就应该得到尊重和认可。因此，可以认为煤炭企业并不是当前“煤电之争”的责任主体。

排除煤炭企业的责任后，是否应由发电企业来承担责任即自己消化全部上涨的燃料成本呢?如果电力市场是一般性商品市场，那么火电企业承担电煤价格上涨的责任是符合市场规律的。因为火电企业面对燃料价格上涨最简单的做法就是通过提高上网电价把上涨的燃料成本传导出去。但是电力行业作为关系国民经济的特殊行业，产能的进入或退出受制于国家经济发展的需要。目前的发电企业，一方面承担着盈亏自负的企业责任，另一方面政府要求电力企业履行和承担一定的社会责任，因此在与煤炭企业的谈判中始终处于不利地位，无力拒绝电煤价格上涨。在现阶段多家发电企业竞价上网、电网企业独家收购的市场格局中，火电企业的成本难以传导给下游企业;而且我国电网企业基本建设长期滞后，消化购电成本上涨的潜力也比较有限。在目前政府对上网电价和销售电价严格管制、通货膨胀持续的情况下，火电企业只能按照政府的要求销售电能，这样火电企业的成本更难以转嫁给终端消费者［14］。

在电煤价格持续上涨、火电经营亏损的情况下，火电企业不可能要求煤炭企业限价，但政府是可以的，尤其对一个机制上本身就存在缺陷的电煤市场。煤电联动机制似乎是政府给出的一个临时应对“煤电之争”的说法。通过学习借鉴国外的经验［15］，2004年12月国家出台了煤电价格联动政策，即电煤价格上涨的70%通过提高上网电价由电力用户承担，发电企业通过技术进步等方式负责消化剩余的30%，根据这个政策，国家于2005年5月和2006年6月两次提高上网电价。但是，在实施两次煤电价格联动后，由于受经济社会发展各种因素影响，各级政府对电价调整态度谨慎，上网电价未能随煤价上涨及时调整。例如，2007年，发电用煤价格持续上涨，且涨幅超过了煤电价格联动机制规定的5%，五大发电企业集体上书国家发改委，要求在电煤价格涨幅大的重点区域启动煤电联动。但为了减缓电价调整对CPI的影响，同时考虑到发电企业盈利状况尚好，没有实施煤电价格联动政策［16］。而2008－2010年，受经济大幅波动，尤其是政府对于通胀的全局考虑的影响，煤电联动的时机与幅度均低于预期，部分牺牲了电力企业盈利。表3显示了2005年以来上网电价实际调整调整的情况。从表中可以看出，按照2005年第一次煤电联动前全国平均上网标杆电价0．321元/千瓦时测算，7次上网电价实际调整幅度累计为26．79%，平均每次电价上调幅度仅为4．56%。

事实上，如果将历年的电煤价格波动完全纳入到煤电价格联动政策中，上网电价将比实际的电价调整要高出很多。表4显示了2005年以来上网电价按照煤电联动政策调整的情况。从表4中可以看出，除2011年标煤单价涨幅小于5%外，其余年份均大于5%，符合煤电价格联动政策的要求。2005年以来平均上网电价按照煤电价格联动政策的调整幅度为89．72%，平均每次上调幅度为12．82%，比实际上网电价调整幅度高出近3倍。因此，在煤电矛盾不断激化的情况下，只有政府才是“煤电之争”的责任主体。

表3 2005年以来上网电价实际调整情况

表4 2005年以来上网电价按照煤电联动政策应该调整结果

(2)政府电价政策选择的两难困境

对于发电企业而言，通过执行煤电价格联动政策能够有效地将电煤价格上涨导致的损失传导出去从而弥补成本、提高利润，但对于用电企业而言，意味着生产成本的上升和利润的下降，特别是电价调整将使面向出口的中小企业面临人民币升值、融资困难、生产成本上涨、外需低迷等因素叠加的不利局面。此外，如果居民终端销售电价上调，将会加大居民用电开支。电价尤其是居民电价是CPI的组成部分，电价调整短期内必然会推动物价总水平的上升。如表5所示，Y．X．He等测算了四种上网电价上调幅度对宏观经济指标的影响［17］。按照煤电价格联动政策对上网电价进行调整，2005年以来的上网电价年平均涨幅接近10%。因此，参照表5中的数据可以得到:按照煤电价格联动政策的上网电价调整对国民经济宏观指标造成了不同程度的影响，其中使得 CPI上涨0．62%、总产出下降0．31%、GDP下降0．24%。一般认为，CPI在1%范围内的变动是温和的，可以接受的水平，因此电价上调在15%以内，完全在居民可承受范围内［18］。但是2007年、2008年两年的平均上网电价上调幅度约20%，相应地，电价上调使得CPI上涨1．2%，完全超出了消费者所能接受的水平。此外，上网电价上调20%还使得国内生产总值下降0．43个百分点，从表面上看下降不是很明显，但是按照2007和2008年当时的国内生产总值测算，GDP下降0．43百分点会分别带来1146亿元和1356亿元的国民经济损失，显然这样的损失政府难以承受。因此，在电价政策选择上，如何既能够保障发电企业获得合理收益又使得电价调整不至于对国民经济各要素造成太大的影响，政府处于两难的困境。

表5 电价上调对宏观经济指标影响 单位:%

三、“煤电之争”产生的影响

“煤电之争”的影响直接表现在发电企业经营困难和亏损上，但是，决定性影响表现在发电企业失去正常生产经营和扩大再生产能力，不能保证电力供应的结果上。

(一)对发电企业经营业绩的影响

在电煤价格持续大幅上涨的情况下，发电企业通过节能降耗、掺配掺烧低价劣质煤、机组结构“上大压小”等降低发电成本，最大限度地提高企业经济效益。“十一五”期间，全国供电煤耗平均累计下降37克标准煤/千瓦时，2010年全国6000千瓦及以上火电机组平均供电煤耗下降到333克标准煤/千瓦时，超过“十一五”规划目标值22克，达到世界先进水平;全国上大压小、关停小火电机组7682．5万千瓦。但由于电煤价格的上涨幅度远远超过发电企业节能降耗以及政府上调上网电价的幅度，发电企业成本压力大幅增加。而且本该按照国务院电力体制改革5号文件要求在发电环节建立电力市场，实施“竞价上网”，由于种种原因搁浅。上网电价继续承袭了电改前“政府管制”的定价模式，以及因CPI指数的高位和2007年发电企业仍保持高利润、高增长等因素影响屡屡执行不到位的煤电价格联动政策，火电企业逐步进入“亏损时代”。尤其是2008年以来，煤炭价格持续大幅度上涨以及以火电为主的电源结构和约70%的燃料成本构成，致使火电企业的收益通过煤价杠杆这只“无形的手”连年被转移给了煤炭企业［19］。国家统计局数据显示，2011年度火电行业实现利润总额为206亿元，同比下降33%，而2011年全国规模以上煤炭企业利润总额达到4341．7亿元，为火电行业利润总额的20倍。即便征收5%的资源税之后，2011年煤炭行业的销售利润率为13．32%，高于发电行业8．75个百分点［20］。同一产业链上相互依存的两个产业经营状况明显出现冰火两重天的局面。

以五大发电集团为例，由于煤价高企，2008年-2010年，五大发电集团火电业务累计亏损额达到近600亿元(表6)。2010年，五大发电集团所运营的436个火电企业中，亏损面已达54%;其中85个资产负债率超过100%的电厂处于破产境地，占比高达19%。2010年五大发电集团火电亏损额已经高达137亿元，而到了2011年火电业务继续巨额亏损达312．2亿元，同比增亏127．74%。由于亏损严重，2011年中电投将漳泽电力控股权转让予山西大同煤业，成为五大电力集团旗下深陷亏损的火电上市公司控股权出让的第一例。

表6 2008-2010年五大发电集团火电业务利润情况单位:亿元

(二)缺电及其社会损失

事实上，发电企业火电业务亏损仅仅是“煤电之争”所反映的一个方面。进一步分析，煤炭价格大幅上涨，大批电厂盈利无望，而上网电价又受政府管制，发电企业无法将快速增加的燃料成本转嫁出去，电厂发电积极性严重受挫，设备利用率处于较低水平。在亏损严重的情况下火电企业纷纷以“检修机组”为名减少“发电越多，亏损越多”的困境。2011年中部多个省份超过50%的火电机组处于停机检修状态。电煤价格不顺，除短期内致使企业发电意愿不强外，还严重影响到了行业的投资积极性。据《电力监管年度报告(2011)》数据显示，2011年全国电源投资总额同比下降6．48%，其中火电投资下降26%。电源投资下降势必对电力供应保障能力产生不利影响。当电力供应紧张甚至满足不了需求时，为减轻电网压力必须采取各种措施限制用电，拉闸限电便成为反映“电荒”的最直观指标［2］。表7汇总了2002年以来我国“电荒”情况。

作为“十二五”的开局之年，2011年我国遭遇了2004年以来最严重的“电荒”，“电荒”几乎贯穿全年，并逐渐由“时段性的”、“局部的”向全国大范围蔓延，并导致大面积的电力缺口［21］。2011年，由于缺煤停机、增加机组检修等原因导致全国17个省份缺电达6008万千瓦。其中，中东部经济发达省份“电荒”尤为明显，占总电力缺口的77．6%。甚至一度出现了煤炭输出大省山西省缺电440万千瓦、“西南煤海”贵州省缺电127万千瓦的情况。此外，一些中东部省份电力缺口占本省总电力装机容量的比重较大，其中湖南省尤为明显，缺口占比高达近20%(图3)。

表7 2002年以来我国缺电情况

图3 2011年我国各省缺电情况

电力是国民经济的晴雨表，对于我国经济发展至关重要。2011年我国87．97%的电力消耗用于生产方面，只有12．03%的电力用于家庭消费。因此，不足的电力供给必将对我国的经济增长产生严重的负面影响［22］。据统计，2003年浙江省因缺电影响经济增长达0．7～1．0个百分点;2004年“电荒”对全国经济的影响超过0．6个百分点，按照当时国内生产总值计算，“电荒”带来的损失至少为821．26亿元;虽然2011年“电荒”对我国经济的影响不到0．3个百分点，但“电荒”对国民经济的损失却达到1415亿元，远远超过2004年［23］。因此，可以认为，如果不尽快解决“煤电之争”问题，未来局部的、潜在的缺电可能成为常态，并最终严重干扰国民经济的发展。

四、解决“煤电之争”的对策

解决“煤电之争”是有效缓解我国电力紧张局面进而提高经济运行效率和国民经济福利的迫切需要。针对当前“煤电之争”产生的两个层次的原因，本文认为，完善电煤市场机制并实施一定的管制措施予以配合是纠正电煤市场失灵，抑制电煤价格过度上涨的基本对策。如果有管制的电煤市场机制仍然不能有效发挥作用，把电煤价格控制在合理的范围，政府就只能启动煤电价格联动政策。

(一)优先完善电煤市场机制

通过多年的市场经济体制建设，我国煤炭产业市场化程度不断提高，市场化进程不断深化。目前，煤炭交易市场化的时机已经成熟，电煤市场化已成为经济发展的必然趋势。因此，在处理“煤电之争”的过程中首先应建立合理的电煤价格稳定机制并充分发挥市场机制的调节作用。具体而言，可以从以下4个方面入手。

1．增加电煤有效供给。短期内建议国家要加大新煤炭建设的力度，加快建设大型煤炭基地，培育大型煤炭企业集团，同时加大老矿更新改造力度和安全生产的投入，挖掘生产潜力，增加煤炭产量，保障电煤供应，增加有效供给。同时，还应建立国家煤炭应急储备制度。目前国家发展委已经出台了相应的办法，但是要进一步落实。为了充分发挥煤炭储备在保障供给和稳定煤炭价格的作用，结合煤炭调运网络，可以建立以地方储备、企业储备、现货储备为主、应急储备和日常储备相结合的储备机制，测算不同省区的煤炭储备规模，统一规划煤炭储备基地，加快构建包含中央储备管理部门、地方储备管理部门、储备企业的煤炭储备管理体系，建立煤炭储备管理体制和政府监督、市场运作、企业主导的储备运行机制。

2．限制不合理电煤需求。第一，完善差别电价政策，限制高耗能用电量需求，促进经济发展方式转变。价格作为利益调节的重要杠杆，在加快推进经济发展方式转变中有着不可替代的重要作用。由于我国电力市场化改革才刚刚破题，差别电价成为中央政府推进产业结构调整和节能减排的政策工具。我国从2004年开始对高耗能企业实行差别电价政策，将电解铝、铁合金、电石、烧碱、水泥、钢铁、黄磷、锌冶炼8个高耗能行业区分淘汰类、限制类、允许和鼓励类企业试行了价格水平不一样的差别电价政策。差别电价对有效遏制了高耗能行业盲目发展，减少高耗能企业对电能的过分消耗并间接性地减少发电企业对电煤的需求具有明显的导向作用。因此，各级政府应该严格执行差别电价政策，充分发挥差别电价的调节作用。第二，调整电源结构，减少对电煤需求的过分依赖。目前，国外电源结构差异很大，没有统一的标准可以参考。美国是西方发达国家中与我国电源结构最接近的国家。1990-2008年，美国煤电在发电总量中的比重始终维持在50%上下，2009为45．65%，比我国2009 年的 81．67%低近 36%［24］。由于电源结构取决于许多因素，本文很难说明我国合理的电源结构标准。不过，从长远来看，这种过分地依赖某种一次能源的电源结构不仅是不经济的(因为需要量大而导致成本高)，也是不安全的(如果一次能源供应受到影响则整个电力工业都会受到影响)，因此，可以认为是不合理的。因此，建议国家有关部门组织研究我国电源结构的最优比例及其变化规律及其相关问题。

3．取消电煤价格双轨制。自1993年开始，政府进行煤炭价格部分市场化改革。当时为了确保电价稳定，国家设定了国有大型电厂的电煤价格，从而形成“重点合同煤”与“市场煤”之间的价格双轨制。有关统计显示，近些年来，“市场煤”与“重点合同煤”之间的差价逐年增加，价差已由2003年的33．3元/吨，增加到2010年的近200元/吨。由于重点合同电煤和市场煤存在较大的价差，一些发电企业发电的利润还不如倒卖电煤的利润，部分电厂选择直接倒卖电煤。虽然该做法并不是很普遍，但是也多次出现过这样的现象。从表面上看，电煤重点合同价长期低于煤炭市场价，使得煤炭产业的利润被转移到电力产业，但实际上，电煤价格双轨制不仅不利于发电企业间的公平竞争，还导致煤炭价格扭曲，电煤价格信号失真，电煤市场供需关系紧张，同时也为相关政府部门和企事业单位提供了寻租空间，容易引发腐败。因此，本文建议取消电煤价格双轨制，建立全国性和地区性的电煤现货和期货交易市场。

4．建立合理有序的电煤运输市场。针对长期存在的运力瓶颈，政府应当规划特别强调要加快煤炭运输通道建设，充分利用我国的铁路、水路及公路运输能力，并合理扩建相应运输基础设施。在电煤需求的高峰期，优先安排电煤的运输，同时建立电煤公路运输快速通道制度，为电煤的运输开辟绿色通道，以提高电煤合同兑现率，弥补火电企业电煤的缺口。此外，近年来，随着我国煤炭开发中心的继续西移和北移，煤炭运输需求进一步增加。为解决我国煤炭运输中存在的瓶颈问题，未来应该加快发展输电，实现输煤与输电并举。大力发展输电，充分发挥电网在资源配置方面的作用，有利于优化我国煤炭运输总体格局，从根本上解决我国煤、电、运矛盾。

(二)采取适度管制措施纠正电煤市场失灵

既然电煤市场是有缺陷的市场，那么完全通过市场机制的作用并不能使电煤市场恢复到初始均衡点，这时候就需要政府管制的介入以弥补其中的缺陷，所以政府应该制定系统的管制政策，同时也要注意边界，不能无原则地直接干预煤电企业经营活动。

1．建立和完善电煤价格的临时干预机制，包括实行价格上限制度。为了缓解火电行业由于煤价大幅上涨带来的严重亏损，国家发改委于2008年6月19日对全国电煤价格进行了临时干预，规定全国煤炭生产企业供发电用煤，包括重点合同电煤和非重点合同电煤，其出矿价(车板价)均以2008年6月19日实际结算价格为最高限价;2011年11月29日国家发改委再次发出通知，在全国范围内对电煤实施临时价格干预措施:适当控制合同电煤价格上涨幅度，同时对市场交易电煤实行最高限价。对电煤实行临时价格干预，并采取相关调控措施，是依照《价格法》的相关规定，综合考虑煤炭市场供求状况、煤炭价格变动对火电企业发电成本影响、煤炭生产经营企业承受能力等多方面因素后实施的，因此，该举措对规范煤炭市场秩序，保持煤炭市场价格稳定，促进煤炭、电力行业协调发展具有重要作用。当然，对煤炭市场的临时干预实在电煤供需紧张、电煤价格大幅上涨的背景下提出的，当煤炭市场供求基本平衡，电煤价格在全国范围内趋于稳定后，国家发改委应当及时解除临时价格干预措施。

2．对煤炭企业滥用市场势力的不正当竞争行为进行监管。电煤市场价格持续上涨也与煤炭企业使用市场势力有直接关系。本来电煤市场的价格信号的作用就不明显，另一方面，起源于电煤计划管制体制时期的煤炭企业联合销售等做法明显涉及到了滥用市场势力和不正当竞争的问题，有些甚至省级地方政府直接参与了，如山西省全省煤炭销售“五统一”，明显不符合市场经济规则，中央政府相关部门应该明令禁止。

3．建立电煤质量长效监管机制。在煤炭供不应求和高煤价下，掺杂使假情况比较普遍，劣质煤在市场上横行。据统计，2000年，全国原煤平均发热量为5082大卡，2007年原煤平均发热量为4539大卡，下降了10．7%。2000年至2005年，山西全省电煤发热量下降741大卡，如果按标煤单价300元/吨计算，意味着吨煤成本提高32元/吨，电煤质量的下降进一步推高了火电企业的电煤成本［25］。因此，各级政府特别是省级政府应该建立电煤质量长效监管机制，首先应该明确重点监管区域和重要整治时段。其次，通过派员驻厂对重点整治煤矿监督抽查、现场检测、执法检查等，确保电煤供应稳定。最后针对目前市场上电煤供需中存在的质量、计量违法行为，予以严厉打击。

(三)煤电价格联动政策提供最后保障

考虑到发电企业经营困难和亏损必将影响电力供应，给国民经济造成更大的损失，在有管制的电煤市场仍然不能将电煤价格控制在使发电企业获得合理报酬的情况下，作为治理“煤电之争”问题的对策的制度安排，政府必须启动煤电价格联动政策。

煤电价格联动政策是国家采取市场手段理顺煤电矛盾的重要措施。在电价体制改革尚未到位、竞争性电力市场尚未建立的条件下，该机制仍是解决煤电矛盾的有效措施。目前，国家并没有明确规定取消煤电价格联动政策，而且煤电联动并非我国独有［26］。例如，在美国，发电竞价上网以前，上网电价与销售电价均分为基价和燃料调整费用两部分。其中基价由联邦政府核定，上网电价的燃料费用实行浮动，销售电价的燃料调整费用与电厂燃料调整费用联动。当电厂燃料价格变动时，电厂自动调整与电网结算的燃料调整费用标准，电网则相应调整用户电费单中的燃料调整费。电厂燃料增支可以全部通过电价转移出去。联动周期最短为1个月［27］。此外，日本实行的是“燃料费调整制度”，对应于燃料费的变动，收费每3个月进行一次自动调整，每次调整以海关统计所公布的上一季度各种燃料进口价格3个月平均值为依据。当然，经过多轮煤电联动，政策中其它一些规定也可以考虑修改。例如，发电企业自行消化30%的比例明显过高，已经没有再消化能力，因此，需要制定适合火电企业的消化比例。

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