计划价格模式和单一市场价格规制模式分析

7.4.2　计划价格模式和单一市场价格规制模式分析

一、模式1——计划价格机制

在计划经济时期，甚至直到1993年以前，我国煤炭价格的形成机制都是由政府直接定价。煤炭和电力产业都不是独立的，只是产业链条上的一个生产环节。煤炭企业的产量计划及销售地域均由政府计划控制，只要按计划完成既定产量即可。发电企业（当时是纵向一体化的垄断企业）用煤也都由政府计划协调。政府每建一个电厂，都会在煤炭产区批出相应的供应指标，同时安排好运输。尽管当时政府对煤炭定价很低，但如果煤矿亏损，政府会运用财政补贴加以解决，因此，长期以来，煤电双方的矛盾并不突出。这说明，如果将产业链看作一个整体的话，反而能够理顺上下游价格，不会出现纵向价格双轨制。当然，这种计划价格的缺点也是明显的，需要政府大量的财政补贴，以损害一个产业为代价，换来整个经济的稳定。然而，值得注意的是，当时政府对于电源建设与煤炭供应相协调方面所做的衔接使得电厂的煤炭供应得以保证。这对于现在的煤电相互进入规制以及煤电一体化项目的审批仍具有借鉴意义。

二、模式2——煤炭横向价格双轨制

1993年以后，政府放开煤炭价格，但发电用煤仍执行政府指导价，而且即使是电煤本身也存在着重点合同价格和市场价格的双轨制。其中，重点合同电煤价格长期低于煤炭市场价格，这导致煤炭企业特别是重点煤矿长期处于微利或亏损状态。据统计，1993—2004年放开煤炭价格的11年里，绝大部分时间段是市场煤价高于重点煤炭合同价，一般每吨要相差40—100元，这期间电力部门与煤炭企业以国家重点电煤合同形式签订的煤炭供应量为20亿吨。仅此一项，11年来煤炭企业至少要少收入800亿元^[22]。这期间，国有重点煤炭企业陷入全面亏损。再往前追溯，从1981年开始到2001年的21年中，有20年国有重点煤矿整体亏损。这导致煤炭企业和电力企业发展差距逐步扩大。从企业发展规模来看，五大发电公司中，每个企业2004年的平均资产都是重点煤炭企业平均资产的50倍以上。这导致煤炭与电力企业在实力上难以平起平坐，讨价还价自然处于劣势地位。

另外，电煤本身的双轨制也造成了体制内电厂与体制外电厂之间的不公平竞争，与电力体制改革的精神背道而驰。原属于国电公司的电厂能够按照国家重点合同价格购买到计划内电煤，而独立发电厂则只能按照市场价格购买煤炭，这使得国有电厂存在明显的成本优势（尽管这一优势能被其效率低下部分抵消），两类企业之间难以形成有效的竞争。

于立和刘劲松（2004）认为，恢复煤炭横向价格双轨制不失为一个可取的办法。然而，他们也认为这种双轨制是以扭曲价格机制作为代价的，存在两个弊端：一是，一种产品两种价格不可避免地导致诸多难以协调的矛盾，如利益分配（电力企业受益而煤炭企业受损）不一定合理、煤炭订货容易兑现难等；二是，横向价格双轨制会引发煤炭市场上的不公平竞争，有利于乡镇煤矿而不利于承担主要电煤供应任务的国有大型煤矿的发展。

显然，单纯恢复煤炭横向价格双轨制不利于解决以上两个弊端。本书认为，应该将电煤价格恢复为统一价格，非电煤价格仍是放开的市场价格。这就是本书提出的沿着煤电产业链的规制延伸概念，将在下一节对模式6的讨论中详细阐述。

三、模式3——电煤价格双轨制与煤电价格联动政策

虽然政府早在2002年就已经完全放开煤炭价格，但随着煤炭价格的大幅上升，电力成本也随之提高，严重挤压了电力产业的利润空间，因此政府又不断出台文件对电煤价格进行临时性干预，并在2005年5月实施煤电价格联动政策。煤电价格联动政策实际上是对电煤价格的部分规制，即将电煤价格涨幅控制在8％以内。结果是，这种行政行为主导下的煤电价格联动不仅没有起到应有的作用，反而使煤炭订货会形同虚设，煤炭合同屡遭违约。在订货会前电力企业与煤炭企业签订的中长期合同也很难执行。煤炭企业提出，中长期合同中的价格应该根据现价再核定，接近市场价格才能接受。电力企业不同意，因为电价不能跟着提高。电力企业认为，电煤是大宗动力煤，煤质差，应该比其他产业用煤价格低；另外，中国动力煤的发热量比美国和澳洲的低，而价格却与美国相当，比澳洲高，按重点合同价是合理的。

虽然在政府的强制下，部分电煤合同得以签订，然而，却不能顺利执行。显然，表面上实行煤电价格联动，但政府却控制计划内电煤价格涨幅的做法在煤炭供不应求时并不能保证电煤合同的顺利执行。即使得到执行，也会出现煤炭企业降低交付煤炭的质量的情况^[23]。因此，电厂因计划内电煤合同无法顺利执行而遭受的损失可能大于从电煤限价中得到的好处。更有甚者，在电力供应最为紧张的时期，甚至出现了煤炭重点产区的电厂停机的极端例子^[24]。

进一步，目前实行的混合政策不能从根本上解决煤电价格形成机制问题。在这一政策中，既存在横向价格双轨制，同时又存在纵向价格双轨制。煤电产业链价格形成机制如此混乱，即使政府采取联动机制对上下游市场价格之间的矛盾进行调节也只能是暂时缓解矛盾，无法从根本上解决问题。另外，我国煤炭企业和电力企业的生产运营成本都已经很高，特别是电力企业与国际同行相比更高，其未来价格上涨空间有限，那么煤电价格联动也必然受此制约，无法真正解决煤电价格之争（于立和刘劲松，2004）。

当然，这种混合政策也有一定的合理性。煤炭价格大部分由市场形成，有利于市场机制合理配置煤炭资源，符合我国价格改革总体方向以及市场经济的内在需求。然而，现阶段我国市场体制尚不完善、法律体系亦不健全，加之煤炭作为一次能源并主要用于转化为二次能源的特殊属性，政府对价格进行必要的、适度的调控，这是能源安全、环境保护以及经济稳定发展的需要。

为此，我们需要在混合政策的优缺点所带来的成本与收益之间进行权衡。混合政策的成本包括：电煤合同不能顺利执行导致的电厂停机对经济的影响、电厂发电成本提高、政府协调成本的增加等。这些成本是否能够通过获得能源安全以及经济稳定所带来的收益加以补偿是值得探讨的问题。

四、模式4——煤炭价格市场化，上网电价受规制

2005年底，政府再次宣布全面放开煤炭价格。然而，政府在取消计划煤的同时，指出将建立电煤价格应急机制和中国电煤价格指数，以监督其价格波动，并随时准备干预煤炭价格^[25]。实际上，自2004年以来，政府出台的一系列政策就在干预或放开煤炭价格之间摇摆，其根本原因是由于宏观经济的周期性使得对煤炭需求的波动相当大，政府难以彻底放开电煤价格。而且，煤电价格联动方案还加大了对电煤价格的调控力度，政府甚至准备动用《价格法》来严厉制止煤炭价格上的垄断和价格联盟行为。不难看出，政府实际上陷入了对电煤价格想放又放不开的困境。此次的煤炭价格市场化意味着，煤炭价格完全由市场供求关系决定，但其下游电力价格却仍然受到规制，纵向价格双轨制仍没有消除。

林伯强（2005）认为，目前煤炭价格完全市场化具有可行性。一方面，电力涨价固然不好，但缺电更会使用户受损。煤电价格联动本身没有错，但计划内电煤合同不能顺利执行而导致的缺电对社会稳定和投资环境的不良影响众所周知。如果把全国当成一个整体，计划内电煤价与市场价并轨导致的煤电涨价所造成的是各个利益集团的利益再分配，但缺电所造成的损失则是国民经济的净损失，显然，后者影响更大。另外，短缺为计划内电煤价最终与市场价并轨提供了一个好时机，使煤炭价格成为有效的短期工具，在煤炭短缺的情况下，煤价升高能够抑制需求，增加煤炭供给。

另一方面，电煤的市场价和计划内电煤价的差价平均大约在15％（40元左右）。通过简单测算，计划内电煤价与市场价并轨后，平均每度电的上网电价需上涨6％，零售电价上涨3％。因为计划内电煤只是电煤年总消费量的30％，平均每度电的上网电价只需上涨2％。而且，根据煤电价格联动政策，煤价涨幅的30％由发电企业承担。因此，以2004年平均上网电价0.33元计算，并轨大约只需平均上网电价每度电上调0.5分，因此，对上网电价影响不会太大。而煤炭企业的收入会因此增加近120亿元。发电企业承担其中的30％，大约为40亿元，下游工业企业承担80亿元。由于其他产业成本上涨对整个经济的影响不大，并轨不会由此引起宏观经济大的起伏。

然而，需要指出的是，在一个需方垄断、供给又因运输瓶颈严重不足的畸形市场下，试图以市场化手段解决煤电矛盾的做法，恐怕只能是一时的美好想法。这就是煤炭价格自1993年开始市场化改革以来，一直处于未能实现彻底市场化的原因。由于电煤价格改革的目标、进程、方法及其配套改革（如电力体制改革）等方面存在设计缺陷，主观和客观上都出现了阻碍煤炭价格市场化改革的障碍。

第一，在煤电产业链中间还存在一个关键的垄断环节——铁路运输部门，每年煤炭运量占铁路运量的60％以上，因此，煤炭合同大部分涉及煤、运、电三方，但由于铁路的垄断，没有政府的协调和计划，煤炭企业经常是有煤运不出去，这使得煤炭价格市场化无法彻底实现。

第二，电力产业改革远远滞后于煤炭产业。在一个买方寡头垄断的市场上，竞争性的煤炭企业显然处于弱势，特别是当煤炭供大于求时，煤炭企业仍需政府协调才能保证电煤合同得以顺利执行。

第三，需要权衡电力涨价的乘数效应，即电价涨1％，其他产业可能涨10％，这会使国民经济面临着巨大的通胀压力。这决定了煤电联动后电价上调的幅度也不会很大。因而，市场化只能从一定程度上缓和煤电两大产业的矛盾，要想完全理顺业已严重扭曲的电煤价格仍不现实。

第四，电煤价格市场化一旦实行必然会加重电力企业负担，加重目前缺电的态势；但是在电煤供应缓解以后，再实施市场化的可能性与可行性就将加大。另外，一旦电力开始竞价上网，电煤价格也必将与非电煤价格并轨。在目前电力紧缺的情况下，实行竞价上网还不现实，同时也存在一些技术问题，比如多长时间竞价一次，一次竞价多少电量。另外，还有一个保证社会用电的安全问题，处理不当会造成社会财产的重大损失。

第五，在资源价格市场化之前或者同时，政府应该规范采矿权市场，并通过征收社会合意的“资源税”的方式使资源的价格合理化。然而，我国在许多资源方面的产权是模糊的，现行制度安排并不能确保国家行使所有权。

在这些障碍面前，煤炭价格单方面的市场化所带来的不过是产业链利润的重新分配，难以实现资源的有效配置。在2006年“煤炭产运需衔接会”上，煤电企业价格谈不拢的状况又一次印证了这一点。即便价格能够谈下来，但在需求强波动的环境下（一种市场不确定性的表现），煤炭与电力厂商都可能存在很强的机会主义动机，使得契约的签订与执行都具有很高难度，最终可能危及整个经济的安全运行。此外，电力体制改革、铁路部门改革以及能源体制改革等相关配套改革的滞后，也使得煤炭价格市场化改革显得过于超前。进一步，提高煤炭价格也不是只有市场化一条路，寻求政府的有效规制也未必不可行。

五、模式5——上网竞价加上煤电价格联动机制

显然，模式4下的电力企业受到双重挤压：一端是煤炭企业不断上涨的煤炭价格，另一端是至少需要6个月调整周期的刚性的上网电价。这种状况要么导致电力企业资金趋紧，经营环境恶化，甚至亏损；要么迫使电力企业采取其他应急措施，例如，不断游说政府实施第三次煤电价格联动，或者与煤炭企业就煤炭价格涨幅进行讨价还价，或者转向潜在卖方（如国外供应商）等。因此，模式4下的规制难以持续。本书认为，达到长期目标的完全市场化还需要相当长的时间，作为过渡，模式5可以起到缓解电力企业压力的目的。相关做法还可以借鉴美国燃料调节条款（见2.5.4）。也就是说，当我国电力短缺得到缓解时，电力改革首先要推行上网竞价销售。当然，全面的上网竞价目前看来仍为时过早，然而，对上网电量部分实行竞价却具有某种可行性。届时，发电企业在上网竞价销售的同时，得到煤电价格联动机制的保护。只要不断完善现行煤电价格联动机制，这种过渡性模式不失为一种次优选择。

值得指出的是，煤电价格联动机制的完善应该从改进听证制度以提高效率开始。长期以来，我国实行的电价审批制在目前受到了强烈的冲击和质疑。因为煤价、运输价格已经实行市场化定价，而电价由政府严格控制，其调整需要繁复的审批和听证过程，这使得电力企业在面对上游价格波动时难以灵活应对。在煤炭价格上涨到政府批准调整电价之间存在着一个长达6个月甚至更长的时滞。在这段时间里，电力企业只能自行消化成本上升带来的压力，严重时会导致发电企业亏损。此外，在煤电价格联动中，上网电价应该与煤炭到厂价而非车板价联动，这样可以避免铁路与中间环节费用增加的风险。

本书认为，上述基于单一市场的价格规制模式都没有消除煤电纵向价格双轨制产生的扭曲效应，这导致任何政策或措施都很难奏效。从目前各方面所给出的解决方案来看，也都没有从根本上入手。从产业链视角看，煤电是一体的，人为的分割必然带来各种矛盾。最根本的解决之道就是把煤电产业作为一个产业链整体来分析问题，并给出整体方案。当前的最优策略是将电煤价格恢复为统一价格。这就是下一节将重点阐述的规制延伸方案。相应的，在纵向关系上，电煤生产企业与电力企业尽可能采取纵向一体化或长期契约等安排，这既能通过设定合理的电煤价格将上下游利益分配公平化，又能让电煤供应企业与非电煤企业分属于两个不同的细分市场，从而消除不公平竞争问题。