需求波动下的煤电纵向关系安排与政府规制，本文主要内容关键词为：纵向论文,规制论文,需求论文,关系论文,政府论文，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。
一、引言
2005年12月28日晚，国家发改委下发特急文件：《国家发展改革委关于做好2006年全国重点煤炭产运需衔接工作的通知》（以下简称新《通知》）。新《通知》明确指出，2006年煤炭订货会要在政府监控下，由供需双方协商确定电煤价格，取消2004年出台的电煤价格临时性干预措施，并鼓励大型煤炭供需企业签订长期合同。这意味着，煤炭价格将又一次全面放开。不难看出，自2005年起，政府出台的一连串政策都是试图解决由来已久的煤电矛盾。
这一矛盾的起因是对电力与煤炭的需求波动。自2002年起，我国经济进入上升通道，钢铁、水泥等高耗能产业的快速扩张导致电力供应又趋紧张，进一步导致对煤炭的需求也大幅上升，价格持续上涨。这反过来使得电力企业成本压力骤然加大。与此同时，电力产业改革也走出了实质性步伐，并规划要在5年内实现发电侧的竞争，即实现发电企业竞价上网。毫无疑问，煤炭价格的变动必然会影响发电企业上网的竞争力。虽然政府在2002年1月1日就试图取消重点合同电煤指导价，然而在上述压力下，煤炭价格实际上“放而不开”，实践中仍存在重点合同电煤价格。究其原因，一方面，面对供不应求的现状，煤炭企业具有强烈的涨价欲望；另一方面，电力企业宁可选择停机也不愿意按照市场价格采购煤炭，煤电关系因此陷入僵局。这一严重的矛盾最终影响了全国的电力供应，国家发改委不得不于2004年12月15日发布了《关于建立煤电价格联动机制的意见的通知》（以下简称《通知》），并自2005年5月1日起正式实施煤电价格联动方案。
然而，煤电价格联动方案的实施并没有触及我国煤电矛盾的实质；因而只能暂时缓解矛盾，不能从根本上解决煤电之争。在一般意义上，煤电之争的实质在于同一条产业链中上下游产业之间的利润分配①。而与其他产业链的类似问题相比，其特殊性则体现在以下两个方面。第一，作为该产业链最终产品，电力价格受到政府规制。如果受规制的电力价格不能根据市场供求状况而调整的话，产业链的总利润也将与市场供需状况无关。鉴于电力价格上升对整个国民经济带来的全面影响，电力价格受规制是具有实质意义的，煤电价格的联动并不能从根本上改变这一特性。第二，煤炭与电力的投资均具有相当强的资产专用性，从而使得上下游均可能具有严重的机会主义行为的动机。事实上，由于电力企业生产技术与设备本身的刚性②，对煤炭这种重要投入品需要持续的、甚至来自特定地区的供应。反之，由于煤炭质量在很大程度上决定了其用途，再加上煤炭赋存地域的特性，使得其对电力厂商同样存在较强的专用性。
那么，电煤价格的市场化能否顺利解决积累已久的煤电矛盾呢？从市场对政策的直接反应来看，情况并不乐观。在沿用了40年的“煤炭订货会”更名为“煤炭衔接会”后，2006年元月1日在济南召开的会议中仍然表现出煤电之间价格谈判的难分难解。在规定的合同登记时限来到之时，却未见煤电之间达成任何一份合同。固然，“计划内电煤合同不能顺利执行而导致的缺电对社会稳定性和投资环境的不良影响是众所周知的”（林伯强，2005），然而，电煤价格的市场化能否使得电煤合同顺利执行也仍是存有很大疑问的。这不仅源于上述的资产专用性与合同的不完备性，从我国的国情出发，更源于需求的强波动性，以及政府规制对煤电纵向关系安排带来的负面影响。
我们认为，要给出解决我国煤电矛盾的有效方案，就必须认识到，需求波动与政府规制政策是影响我国煤电关系的两大突出因素。一方面，需求的强波动性是我国经济发展周期性的主要特征之一，且这种强波动性在电力与煤炭产业表现得更为突出。如果电煤价格直接反映需求的强波动性，其后果就是，要么煤炭企业亏损，要么电力企业利润空间被压缩。市场机制在消除需求的强波动性方面具有多大的有效性是值得怀疑的。特别是在我国经济转型进程中，在电力改革还远未到位的条件下，完全依赖市场来解决煤电这一特殊矛盾会带来多大的社会成本更是令人担忧的。另一方面，虽然消除需求的强波动性对政府规制提出了要求，但我国长期以来对能源产业所采取的条块管理的政策却与这一目标风马牛不相及，甚至是南辕北辙。事实上，它早已成为实现有效的煤电制度安排的体制性障碍（冯飞，2003）。
由于煤炭与电力之间极其密切的关联性，要从根本上解决煤电矛盾，就需要一种将煤电产业链作为一个整体加以研究的角度，需要从煤电纵向关系的安排入手。电煤价格不过是这种纵向关系的一个集中表现。对于我国能源产业的发展具有非常重要的现实意义的核心问题是，在强需求波动的背景下，我国煤电产业链的纵向关系应该如何安排？在我们的市场机制还相当不完善的情况下，在电力改革还远未到位的条件下，政府应该如何制定相应的规制政策？
煤电纵向关系的背后蕴含着深刻的理论命题，也有着相应的实证研究成果可供借鉴。然而，虽然纵向关系作为现代产业组织理论中的一个前沿领域，已经取得了丰硕的成果，但真正能够直接应用到煤电产业链的理论并不多。相关实证研究的成果可以给我们很大的启发，但也仍需要根据我国的实际情况进行深入分析。唯此才可能在理论研究的指导下，寻求符合我国国情的真正有效的解决方案。
目前，与本文有关的国外对产业链纵向关系的理论研究主要涉及需求不确定性对纵向一体化动机的影响(Carhon,1979; Perry,1984、1988)，以及资产专用性和不完备契约对纵向安排的决定性作用 (Grossman and Hart,1986; Hart and Moore,1990; Maskin and Tirole,1999; McAfee and Schwartz, 1994)。在实证研究方面，特别值得借鉴的是， Joskow(1985、1987、1988、1990)对美国煤电产业链纵向关系的研究成果，以及Kaserman和Tepel (1982)等对美国燃料调节条款的讨论。就国内的研究来说，于立和刘劲松(2004,2005)可以说是最新成果，其他学者则更多地从单一市场的角度研究煤炭市场或电力市场。本文则完整地构建了系统研究需求波动下煤电产业链纵向安排和政府规制的理论框架。这一框架与国内外现有研究存在两点不同，其一，本文是基于产业链而非单一市场的视角进行的研究，具有整体性和系统性；其二，本文强调需求波动及政府规制对该产业链纵向安排的影响，这更符合中国的国情。这使得我们的结论和相应的政府规制政策的建议具有更强的针对性和有效性。
本文的主要结论是，从企业自身的激励出发，在需求波动下，电力厂商出于确保煤炭供应的目的，会扩大进入煤炭生产领域的程度。也可能在纵向一体化不可行的情况下，与煤炭企业签订长期契约以平滑波动的影响。而从政府能源产业布局的角度看，煤电产业链纵向安排应根据煤炭资源禀赋特性与电力消费需求的区域性特征做出。同时，在需求波动下，政府也必须从整条产业链的视角给出规制政策，避免上下游价格双轨制以及不对称规制所造成的利润分配不公平现象。因此，权衡利弊，在煤炭市场交易机制还未成熟、相关配套改革还未到位的情况下，将对上网电价的规制延伸到电煤价格可能是唯一可行的方案。
鉴于中国煤电纵向关系问题的复杂性，本文首先给出一个系统研究需求波动下我国煤电产业链相关问题的理论框架，并在借鉴国际经验的基础上给出一些初步结论。更深入的后续研究将在这一基础上展开。本文的分析按照以下的逻辑思路进行。首先界定煤电产业链的结构与性质，并给出以产业链整体为基础的效率评价基准。第二，从追求利润最大化的假设出发，分析在一定的市场环境下，厂商出于私人激励将如何对煤电纵向关系安排做出选择。第三，以国际经验为借鉴，结合我国现状，指出煤电产业链纵向关系安排的未来选择，以及基于产业链的煤电价格规制的框架性建议。
二、煤电产业链特性、纵向市场结构与产业链效率
（一）煤电产业链特性
所谓产业链是指，在一种最终产品的生产加工过程中——从最初的原材料或矿产资源一直到其抵达消费者手中——所包含的各个环节所构成的整个链条，其中每个环节都可能构成一个相对独立的产业。因此，也可将产业链视为由多个相互链接的产业所构成的一个完整链条。
就煤电产业链而言，发电产业构成产业链的下游，煤炭产业构成产业链的上游③。本文的简化假设是，上游的煤炭只提供给电力企业作为投入品，而下游的电力生产也仅使用煤炭作为投入品。虽然在现实中，电力产业中还存在水电、核电等生产方式，煤炭也可用于炼焦等其他产品的生产，但对于本文的煤电纵向关系的理论研究而言，做出这样的简化是符合理论研究抽象性要求的（见图1）④。
（二）煤电产业链纵向市场结构
所谓产业链的纵向市场结构是指，由上、下游两个市场各自所具有的市场结构整合而成的整个产业链的市场结构。就煤电产业链而言，其主要特性在于，由于发电企业所具有的规模经济性特征，下游不可能是完全竞争的。因此，理论上可能存在以下几种煤电产业链的纵向市场结构。最简单的结构是，上游煤炭市场是充分竞争的，下游发电环节是完全垄断的；第二种纵向结构是，上游煤炭产业是寡头垄断的，下游电力产业是完全垄断的；第三种结构是，上游和下游都是寡头垄断的⑤。
附图
图1 简化的煤电产业链
在上述界定下，我们可以对我国煤电产业链的纵向市场结构做出判断。就发电环节来说，在电力改革之前，发电企业确实具有买方垄断的地位，而在电力改革之后，尽管目前的改革并不彻底，但发电环节的主体已经被拆分为五大发电集团，因此其市场结构是寡头垄断的。但就某一具体区域来说，发电企业仍可能是区域性垄断的。另一方面，对上游煤炭产业来说，尽管现实中其竞争性相当强，但完全竞争的假设却并不能反映当前我国煤炭产业的本质特征。事实上，在大量中小煤炭企业的围绕下，我国存在着少量巨型的煤炭企业集团，而且其规模还在进一步扩张。因此，可以认为煤炭产业具有寡头垄断的市场结构。总之，目前我国煤电产业链的纵向市场结构为上、下游均为寡头垄断的情况。
即使如此，从理论研究的要求出发，我们仍然需要对所有可能情况下的煤电产业链纵向安排进行分析。首先分析最简单的第一种纵向结构的情况，即充分竞争一完全垄断的情况。针对这种情况，我们可以建立起基本的理论模型，并在此基础上将模型扩展，来分析其他两种市场结构下的纵向安排。
（三）产业链效率及其评价基准
在现代经济学中，针对单个市场效率及其相应的基准的研究已经相当成熟，并被沿用到现有的纵向关系理论研究中。但从产业链理论研究的角度看，对产业链竞争策略与相应的纵向均衡进行评价需要将产业链作为一个整体来看待，而不应简单沿用单个市场效率基准。针对这一缺陷，郁义鸿(2005)在对产业链类型进行划分的基础上，给出了对应于各种类型的产业链效率评价基准。
就基本特性而言，煤电产业链属于产业链类型Ⅱ，即上游生产纯粹的中间产品，下游生产一种最终产品，对应的市场效率的基准是建立在两个市场均具有完全竞争结构的假设之上的。对于煤电产业链中的电煤市场，作为效率基准，我们可以假设电煤市场的买方——发电厂商——之间是充分竞争的，在同时假设煤炭的供给曲线向上倾斜的条件下，电煤的基准价格应等于其边际成本，即
P[,A]=MC[A](1)
同时，完全竞争的长期均衡还要求煤炭厂商赚取正常利润，设其为π[,N]，则⑥
π[,A]=π[,N](2)
但在电力市场上，供给方仍具有垄断特性。毫无疑问，电力的垄断价格不可能作为一个有效率市场的基准，因此，应将政府的最优规制定价作为基准价格。假设电力的生产除了煤炭投入之外所产生的边际成本为常数⑦，且电力产业也获得正常利润，那么，政府规制机构应将电力的基准价格设定为：
P[,B]=P[,A]+MC[,B]+π[,N]/Q[,B](3)
此时帕累托最优的社会福利W应为煤炭市场与电力市场的厂商利润之和加上电力市场的消费者剩余CS[,B]，即⑧，
W=π[,A]+π[,B]+CS[,B]=2π[,N]+CS[,B](4)
以上给出了社会合意的电煤价格以及相应的电力价格制定的基准，这可以作为政府规制机构的决策基础。从煤电产业链特性出发，我们可以进一步给出符合现实中多重目标要求的次优价格基准⑨，并以此为据对煤电产业链的各种纵向安排的市场绩效进行评价。但从理论分析的要求，需要回答的问题是，当厂商基于自身激励做出选择的时候，其纵向安排将实现一个怎样的均衡结果，相应的市场效率将会如何？基于厂商行为的市场绩效会是社会合意的吗？如果不是，政府应如何对厂商行为或电煤价格加以规制？为此我们需要首先分析在煤电产业链纵向安排中的厂商私人激励。
三、需求平稳下的产业链纵向安排
现代产业组织理论将纵向安排大致区分为纵向一体化与纵向约束两种情况。具体到煤电产业链，纵向一体化的安排包括电力企业对煤炭企业的收购、兼并以及控股等形式⑩，纵向约束则包括多种契约形式。因此，煤电产业链的纵向关系安排构成了一个连续谱：现货市场契约是一个极端，纵向一体化则是另一个极端（企业生命周期长度的契约），中间状态则是其他的契约安排，包括短期契约、长期契约、部分一体化（如参股）等。那么，在给定的产业链纵向结构下，发电厂商将如何在各种可能的纵向安排方式中做出选择？是哪些因素影响了厂商的选择，它们又是如何影响厂商的选择的？
对于纵向安排的经典解释是，厂商的激励在于解决市场竞争不完全时出现的双重加价问题，以及资产专用性和契约不完备性所导致的事前与事后机会主义行为问题(11)，但这些观点并不能很好地解释特定环境下我国煤电产业链的纵向安排。我们认为，基于我国的国情，煤电产业链的纵向安排所受到的影响因素主要是经济周期波动（需求或供应波动）和政府规制政策。需求波动作为主要影响因素，不仅本身会对下游发电厂商的纵向安排产生影响，还会与其他3个因素——政府规制、资产专用性和不完备契约——一起影响煤电产业链的纵向安排。特别是在传统解释中引入需求波动因素后，交易双方事前与事后机会主义问题更为严重。为此，本节将分析交易成本理论对纵向安排的传统解释，下一节将重点讨论需求波动的影响。
在交易成本经济学中，与本文特别相关的是共专用性资产(cospecialized assets)的概念，这是专用性资产的一种特殊形式，指两种资产如果共同使用就最有效率，而分开生产独立的产品或服务就会失去大部分价值（米尔格罗姆和罗伯茨，2004，第140页）。从煤炭产业看，虽然其产品并不唯一被用于发电，但煤质在很大程度上决定了其用途，这就在相当程度上形成了专用性投资。而对于燃煤电厂来说，一旦建成，也就形成了专用性投资。大多数燃煤电厂的位置要么位于城市附近，要么位于煤矿附近。靠近城市的发电厂通常依靠铁路来获得所需的煤炭(12)。很多煤矿和电厂都建有铁路专用线，这种铁路支线就是电力企业与煤矿的共专用性资产。在坑口电厂的情况下，资产的共专用性就更加突出。坑口电厂位于某一煤矿出口附近，依赖该煤矿供应原煤，如果煤矿关闭，电厂将失去部分价值；反之，如果作为该煤矿用户的坑口电厂关闭的话，煤矿也将失去大部分价值。就此而言，煤矿和电厂也成为共专用性资产，因为它们相互合作进行电力生产的价值比将煤炭用于其他用途的价值要高得多。
交易成本理论(Coase,1937; Williamson,1975, 1985; Joskow,2003)认为，在投资共专用性资产时，会出现这样的问题：投资的大部分价值将取决于有自利行为的另一资产所有者的行为，这就形成了紧密的双边依赖关系。可能出现的各种事后机会主义行为会使事前或事中投资面临风险。因此，当专用性投资增加时，总存在着纵向一体化的激励。此外，不确定性和复杂性也降低了契约（相对于一体化）的吸引力。
资产专用性是套牢问题的一个来源，另一来源则是契约的不完备性。不完备契约可能是由于资产专用性引发的，也可能是其他一些原因。例如，缔约双方无法共同了解或观察（契约描述）状态的某些特征；契约状态特征的不可预见性或不可描述性；或者某些特征即使可以预见但写入契约的成本太高(Maskin,2002)。这些原因使得在现实中不可能存在完备契约。当契约不完备时，契约对于交易性质的决定就不再相关，或者对于一些交易维度的决定不再相关，因此，契约就不能限制讨价还价和削弱机会主义动机。这使得关系契约、隐性契约、长期契约的重新谈判更可能出现。而当存在共专用性资产时，通常可由同一个家企业同时拥有这两种资产 （纵向一体化的情况），这样做的好处是“不再有签约的必要，不再有承诺问题，供应商与企业之间讨价还价的私人信息也不再成为问题”（米尔格罗姆和罗伯茨，2004，第166页）。
由于资产专用性和契约的不完备性，即使已经签约，契约双方也都可能利用契约中的漏洞攫取对方的利益，交易双方的机会主义行为将使事前投资和事后执行都受到负面影响。如果这两种因素的共同作用使得交易成本太高，企业就可能试图签订复杂的长期契约，希望藉此将双方更牢固地捆绑在一起。然而，虽然复杂的长期契约可以更好地保护企业免受专用性投资带来的机会主义行为危害，但当出现事前没有预料到的情形时，他们仍必须进行事后的调整。长期契约中的条款必须充分反映双方的利益，而如果考虑到可能的事前投资的低效率扭曲和事后契约执行的成本增加，纵向一体化就会成为一个更为有效的选择。
四、需求波动下的产业链纵向安排
宏观经济的周期性波动是任何国家都无法避免的，而且这种周期性波动会对产业发展产生重要影响。按照产业轮动理论，煤炭采掘业可归为典型的周期性产业，受经济周期影响较大。而电力产业却是典型的抗周期性产业，随着经济周期的波动要小一些，甚至可能通过纵向一体化得到平滑。然而，我国电力产业的特殊性在于，其消费结构以工业为主，约65%以上的电力为重、轻工业用电。由于工业增长速度的波动是经济周期性的主要原因，而这种波动直接导致了对电力的需求的波动，因此我国的电力产业并不是抗周期性的，反而具有很强的周期性产业的特征。
电力需求与经济周期的逻辑关系可大致描述为：当经济处于复苏与繁荣阶段，工业产能利用率大大提高，并可能引致工业产能的大规模扩张，因而对电力的需求大幅上升，此时的电力市场处于过度需求状态（高需求状态）；而当经济处于衰退与萧条阶段，对电力的需求大幅下降，则电力市场处于过度供给状态（低需求状态）。由此可以认为，对电力的需求与经济周期具有同步波动的特性（如图2所示）(13)。相应地，由电力以及高耗能产业发展的周期性又引发出对煤炭需求的周期性，因此，从图2中我们可以明显地看出，电力与煤炭产业的发展与经济发展的高度相关性，而且在这种同步的周期性波动下，电力需求稍稍放大了整个经济的周期性波动，而煤炭需求则被放大得更多，波动幅度更大。
目前我国煤电之间的矛盾主要源于需求波动对电煤价格的影响。在高需求状态下，经济社会对电力需求的大幅增长沿着产业链向上传递到煤炭产业，导致煤炭价格随之大幅上升。电力企业为确保煤炭燃料的供应就可能采取一定的纵向供应安排来克服这一波动的影响。在一定的纵向市场结构条件下，Carlton(1979)与Perry(1984、1988)从理论上证实了需求的不确定性会导致纵向一体化动机的变化这一论题。
对于纵向一体化动机的传统解释是，公司试图确保他们的投入品供应或产品市场，即公司试图以较低的价格获取投入品或以较高的价格销售其产品。确保供应或市场的动机说明市场是不完全的。 Perry(1988)论证了纵向一体化的主要动机是规避来自上游供应的风险。McAfee和Schwartz(1994)认为，当经济环境相对稳定时，企业选择长期契约更为可行；而当环境变化迅速且不可预测时，排他性安排变得更有吸引力。这种排他性安排既可以是纵向一体化，也可以是其他的契约型纵向安排形式，例如参股，或者松散的企业间战略联盟（通常也以契约的形式加以强化）等。
附图
图2 电力消费量，煤炭消费量与GDP增长率之间的关系
Carlton(1979)针对制造商与零售商的纵向关系证明了以上结论。他指出，大多数市场并不能通过价格的即时变动实现供给和需求的均衡，买方与卖方并不总是能够购买和出售他们想要的数量。因此，公司具有一体化动机以确保投入品供应来满足他们的“高概率”需求。在此意义上，纵向一体化可被视为从一个经济部门向另一个部门转移风险的手段。Carlton的结论是在一系列严格假设下得出的，如上游寡头垄断且下游竞争的纵向市场结构，制造商生产易腐性产品，不确定性来源于外生的需求或供应，以及零售商通过建立自己的制造子公司来进入上游生产阶段，等等。Perry(1984)则在上游与下游市场均是完全竞争的条件下给出了需求不确定下的纵向均衡。总之，现有的理论模型都不能直接应用于我国煤电产业链的研究。
于立宏(2005)针对我国煤电产业链的买方垄断特性，分析了需求波动情况下电力企业的纵向一体化选择。通过理论模型的构造，于立宏证明，在需求波动情况下，买方垄断者将试图通过提高后向一体化的程度来获得更稳定、成本更低的投入品，以应对可能出现的高需求。在这里，后向一体化成为企业将最终品市场上的需求波动导致成本升高的风险传递到上游中间品市场的手段。在低需求或需求确定的情况下，买方垄断者拥有对上游供应商的全部讨价还价势力，它会选择部分一体化，这样既可通过企业内部也可以通过市场来调节投入品供应；而当高需求出现时，上游生产不断上升的成本和相应上升的价格导致买方垄断厂商开支增加，在最终品价格被规制的情况下，这意味着其利润的下降，从而激励它采用提高后向一体化程度的策略去减少这部分开支。
Hart和Tirole(1990)则在其连续双寡头模型 （上游两家供应商U[,1]和U[,2]，下游两个买家D[,1]和D[,2]）中同时考虑了资产专用性与供给或需求变化两个因素。他们的结论表明，在稀缺需求情况下，即下游厂商的需求相对于上游厂商的生产能力较为不足时，可能出现的纵向安排是，具有较低投资成本的上游厂商会抢先兼并以赢得占先博弈，而另一个上游厂商就不会选择兼并。在这样的条件下，一个上游厂商实现一体化可能是为了确保所有下游厂商都购买其产品而不从其他厂商那里购买。而在稀缺供给情况下，即上游厂商相对于下游厂商的需求存在产能的限制时，其一体化动机是确保将稀缺的资源供给给它的下游合作者而非其他下游厂商。此时会出现兼并追随现象，即U[,1]-D[,1]和U[,2]-D[,2]会先后进行兼并。
进一步的研究需要在这一框架中，同时考虑不完备契约和需求波动两个影响因素，因为当供给或需求条件发生变化时，契约风险会使事前与事后机会主义都更加严重。交易双方必须就长期契约条款进行事后调整，涉及的条款包括价格、数量和条件变化、利润分享、投资责任的分配、金融担保等等。这些契约条款可以在双方同意下进行调整（再谈判），以保证契约在适应不同环境条件下的顺利执行，降低环境变化引起价格争端所带来的成本。
此外，不管需求是否波动，政府规制政策显然都会对产业链纵向安排产生实质性影响。而特定的纵向安排也会影响政府规制政策的转变，因此规制因素与纵向安排是一种双向因果关系。对此我们将在本文第七部分作进一步讨论。
综上所述，需求波动和规制政策，再加上资产专用性与契约不完备性等4个因素对煤电产业链纵向安排的权衡构成了一系列约束条件。在现实中，对应于不同的市场环境，这些因素的相互作用会有所不同，厂商将根据具体的情况做出相应的纵向安排的选择。就此而言，国际经验为我们提供了有益的借鉴。
五、国际经验：美国的煤电产业链纵向安排及规制政策
Joskow(1985、1987、1988、1990)对美国的煤电产业链纵向安排进行了一系列的实证研究，在很大程度上印证了以上理论分析的结论。我国与美国同样具有地域广大、煤炭资源遍布全国的特征，因而美国的经验可以为我们提供重要的借鉴。但与我国不同的是，在美国，需求波动对煤电产业链纵向安排的影响较小(14)，其主要影响因素是资产专用性、不完备契约和政府规制。
（一）煤电产业链的纵向安排
在美国，煤炭产区主要分布在东部、中西部（内陆）和西部地区。东部煤炭具有较高的热量，硫含量较高，煤质较为统一，企业规模小，老煤矿多。中西部煤炭通常具有较低的热量以及较高的硫含量，该地区地表开采大约占70%，其地形使得使用大型机械具有经济性。西部煤炭热量与灰分变化范围大，平均热量显著低于其他地区，但具有非常低的硫含量以及相对低的开采成本，因为西部几乎都是大规模露天开采，企业规模大、数量少，规模经济性明显。美国煤炭产量的75%依靠铁路运输，其运输成本占煤炭平均运输成本的较大部分。在获得运输的机会上，东部地区竞争更激烈，而内陆和西部地区则有更多的坑口电厂，运输依赖性较小，主要依靠一至两条铁路线把煤炭运出这些地区(Joskow,1985)。
美国煤电纵向关系安排受到上、下游双方所进行的关系专用性投资的显著影响。通过进行关系专用性投资而最小化期望成本，电力公司与其煤炭供应商在坑口电厂的情况下选择纵向一体化，或在一体化不可行的情况下选择长期契约(Joskow,1985)。从资产专用性角度来考虑煤电产业链的纵向安排问题时，我们可以将其具体化为电厂设计方案、煤炭采购情况以及运输状况等3个主要因素，并考虑其可能的组合，由此得到4种情况。对应于这4种情况，厂商相应地选择合意的纵向安排（见表1）。
表1中的4种情况涉及不同程度的关系专用性投资，且专用性程度由上至下逐渐增加。根据交易成本理论，潜在的机会主义行为将随着关系专用性投资的重要性而变化。在情况1下，机会主义动机最弱，煤炭供应依赖于现货市场以及简单契约就足够了。在情况2下，买方与卖方都存在一定的机会主义激励，但受到较强约束，因为关系专用性投资是中等程度的。此时选择现货市场和简单短期契约可能更合意，由此可为买方与卖方提供适当的防止事后套牢的保护。在情况3下，买方与卖方都做出交易专用性投资，会有相当强的机会主义动机，同时铁路方面也会存在机会主义行为。长期契约可为买方与卖方提供保护。如果电力公司对煤矿进行沉没性投资，那么铁路的敲竹杠激励可能更大，因此纵向一体化将是一个可能的选择。但尽管如此，将电力公司绩效与铁路公司绩效挂钩的长期煤炭供应契约可能更合意。在情况4下，资产专用性最强，机会主义行为可能最严重，那么纵向一体化与复杂长期契约是交易双方的首选。
总体而言，在情况1与2下，各种形式的短期与长期契约将是较为合适的安排，而在情况3和4下，纵向一体化与长期契约则更可能出现。但由于美国规制机构曾对企业间的纵向一体化采取严厉的限制态度，因此现实中，只有大约15%的电力公司采取一体化的纵向安排（对应于情况4的坑口电厂的情况），其他85%的公司都采用期限长短不一的契约来治理供应关系（对应于情况1～情况3）。
在契约期限长短的选择上，还需要考虑煤炭供应交易的相关特征，这些特征主要包括是否是坑口电厂、煤炭质量和交易数量等3个方面(Joskow,1987)。首先，坑口电厂通常会采用纵向一体化或复杂长期契约，而且契约期限会是最长的（平均比非坑口电厂长12年）。第二，在美国，受煤炭产地（煤质）因素影响，西部区域具有最长的契约而东部区域具有最短的契约，中西部地区的契约长度则位于两者之间（西部煤炭契约大约比东部的长11年，比中西部长6年）。第三，如果每年煤炭交易数量庞大，通常就会采用长期契约（西部的煤炭契约交易量比其他地区的大）(15)。
进一步，决定长期契约效率的因素包括信息的不对称性、环境的不确定性、缔约方的承诺以及相关契约条款的选择等。例如，具有承诺的长期契约会随环境的变化而进行一定的调整，特别是，美国20世纪80年代初开始的电力产业的放松规制对煤电关系尤其是契约条款产生了深远的影响，导致1983年以后的新契约很容易引发买方的违约(Joskow,1990)。其他的环境变化因素，包括规制政策鼓励对非煤炭资源的使用、运输成本不可预见性的增加、电力价格规制不再允许成本加成定价、煤炭企业长期高额利润的存在等等。因此，从自身利益出发，原有契约到期后，电力企业有动机违约，这使得煤炭供应商不得不降低煤炭价格并接受谈判势力减弱的现状。尽管如此，煤电之间的法律诉讼仍处于很低的水平，1982～1987年累计发生的煤电纠纷只有15件，并主要集中在西部地区。这些纠纷只是迫使对手进行“再谈判”，并非真正的中止契约，因为双方确信只要互利和互信，相应的条款通过“再谈判”是可以实现的。
表1 煤电产业链纵向安排的4种可能情况
4种组合
电厂设计方案
煤炭采购情况
运输状况
纵向安排
具有足够的灵存在大量煤炭供应商，分布于一 订购煤炭的同时确定运输 现货市场、
情况1活性以接收各个相当大的地理范围内；煤炭供 工具和计划并与各种铁路 简单短期契
种质量的煤炭应弹性（如质量）相当高；大量电与驳船公司签订运输协议 约
力公司在那里购买煤炭
从数量较少的煤炭供应商处购买 现货市场、
只能接受特定 煤炭；这些矿山彼此相邻且产品 简单短期契
情况2
地区的煤炭同质，并同时给其他电力公司供 期望依赖于两条不同的铁 约、简单长
应煤炭；短期内供给弹性非常 路来运输其煤炭 期契约
低，然而，长期供给弹性相当大
在电厂生命周期内从一个或两个
特定的煤矿获得供应；煤矿还期
只燃烧来自特 望以类似的价格出售给其他电力 依赖唯一的铁路线路运输 长期契约、
情况3 定煤矿的煤炭 公司；在这一地区，短期内存在
煤炭并计划投资于煤炭运 纵向一体化
非常有限的来自其他煤矿的供 输设施
应，且在相同地理区域内煤矿与
煤矿之间煤质变化范围大
从一个或两个相邻煤矿获得所有
只能燃烧来自 供应；要不是电厂存在，煤矿不
纵向一体化
情况4 相邻煤矿的煤 会建设，而且以相同的价格向其不存在运输问题 、复杂长期
炭
他买方出售煤炭的机会是不确定
契约
的
资源来源：根据Joskow(1985)的内容整理。
（二）自动燃料调节条款
在美国，自动燃料调节条款(Automatic Fuel Adjustment Clauses,AFAC)是电力产业规制者使用的一种工具，既可以确保在燃料价格快速上升时期电力公司的财务安全，又可以节省为经常举行的价格听证会所花费的资源(Kaserman and Tepel, 1982)。AFAC将电力消费价格直接与总燃料成本相联系，其计算公式允许电力公司改变电价以应对燃料成本的变化，而无需正式的听证过程。虽然各个电力公司所面对的特定条款有所不同，但都是为了减轻快速上升的燃料价格对公司收益的负面影响。
自动调节条款带来正反两方面的效应。正向效应主要来自免开听证会的资源节约，以及对电力生产能力的保护有利于吸引投资。近年来关于其负面效应的争议较多，特别是该条款引致的扭曲受到了广泛的批评。首先，AFAC可能导致投入品的过度使用从而扭曲了生产效率。由于电力消费价格直接与总燃料成本挂钩，而且燃料成本直接与燃料使用相关，具有AFAC的受规制公司将有激励过度使用总燃料投入品。由于在已建成电厂中总投入品比例实际上是固定不变的，因此，燃料投入品的过度使用使得新建发电厂偏好选择燃料相对密集的技术。其次，在AFAC下，电力消费价格与总燃料成本的直接相关性可能导致这些公司为总燃料投入品支付高于不存在调节条款时支付的价格。由于总燃料成本是电厂使用的所有燃料开支的加权平均，因此这一扭曲可能以两种方式出现。一是，由于燃料市场不存在给定质量下给定燃料的统一价格，因此是不完全竞争的，那么具有AFAC的电力公司可能比没有这一条款的公司投入较少的资源去搜寻较低价格的供应源。因此，这一规制机制可能鼓励公司为他们购买的燃料支付较高的价格从而提高了总燃料价格（搜寻效应）。二是，假设特定燃料价格正在上升，那些具有AFAC的公司不会有激励用涨价较慢的燃料来替代现用燃料，尤其是当这种供应商的转换需要较高成本时。因此，调节条款可能鼓励过度使用成本较高的燃料（如石油）而导致总燃料价格的进一步上升（转换效应）。因此，AFAC的存在使得受规制公司为总燃料支付了比没有条款时更高的价格，据估计该比例为10%左右，这是由转换效应引发的结果(Kaserman and Tepel,1982)。
很多研究表明，AFAC的使用确实减轻或消除了电力公司最小化燃料成本的激励(Gollop and Karlson,1978; Baron and De Bondt,1979; Isaac, 1982)。美国的许多州公共事业委员会(PUC)也都认可这一结论。但是，许多PUC又认为，如没有AFAC，电力公司的财务风险可能会增加，从而导致其资本成本增加。这一增加的成本可能会抵消因改进激励导致的燃料成本节约，从而迫使电价更高。因此，是否应该废除AFAC取决于激励正效应与风险负效应之间的权衡。然而，Golec(1990)证明，AFAC的激励效应与风险效应之间的权衡并不存在，真正需要的权衡存在于激励效应和福利效应之间(16)。
尽管AFAC存在很多问题并遭到批评，但相对来说，所有各方都可接受的解决办法仍是保留 AFAC，同时要对其进行修正，使其能够强化电力公司降低燃料成本的激励。例如，要求电力公司消化预测燃料成本与实际燃料成本之差的一部分，或者加入其他类型的激励措施(Golec,1990)。另外一些学者则试图寻找更好的替代方法(Lien and Liu,1996)。
总之，美国的电力产业特别是发电环节是放松规制最为彻底的，但即使是在发电竞争的情况下，美国的电力规制机构仍然采用AFAC条款来保护发电企业，以确保国家电力能源的安全及经济安全。这对我国政府处理煤电关系提供了重要启示。
六、我国煤电产业链的纵向安排：现状与未来选择
为了从根本上解决煤电矛盾，唯一的途径是实现煤电纵向关系的有效安排，并辅之以有效的规制政策。有效的产业链纵向安排是基础，在市场经济条件下，这种安排又必须建立在企业私人激励的基础之上。规制政策的有效性则体现在，当企业选择偏离社会合意目标较远的情况下，通过政府规制进行纠偏，而且这种政策在考虑到企业反应的条件下应该是可行的。我们的研究表明，从我国国情出发，所有纵向安排的选择与政府规制政策的制定都需要考虑需求的强波动性的影响。本节从现状出发，给出我国煤电产业链纵向安排未来选择的大致框架，在此基础上，下一节讨论政府规制模式的选择。
我们在理论上已经证明，当电力需求出现高增长时，上游不断上升的成本和价格将激励买方（寡头）垄断电力厂商进入煤炭生产领域，或者与煤炭供应商签订长期契约以降低供应风险。我国实践中已经出现的案例证实了这一结论。例如，2004年，华能国际与神华集团签订了2005～2007年的3年期煤炭购销合同，与中国煤炭进出口公司签订了2005年～2009年5年期煤炭购销合同。粤电集团也与神华集团签订了2005～2007年3年期煤炭供应合同。双方还协商将共同抵御市场风险，以建立长期稳定的战略伙伴合作关系，现已签订的3年供货合同期限还可再延长。
然而，由于长期以来，我国政府对煤炭产业实行严格的条块管理，大型煤田的开发只能由煤炭企业承担，因此电力企业（以及其他社会资本）投资开发煤田（除乡镇小煤矿外）受到严格限制，所以至今也没有真正意义上的，源于相互进入而形成的煤电纵向一体化企业存在(17)。电力企业的后向一体化事实上受到严格限制。近年来，需求波动引发的煤电矛盾的激化，使得政府意识到煤电联营的重要性，频繁出台政策鼓励煤电企业之间以各种形式进行合作，这使得发电集团纵向安排的选择空间扩大了。产生的效果是，2004年以来，为了保证煤炭燃料供应，各电力集团都积极与全国各重点煤矿建立起战略联盟关系，或双方出资组建煤电联合体，或相互参股。
另一方面，在契约已经签订的情况下，环境的变化对煤炭供应契约的执行也产生了重要影响。最典型的是，近年来的需求增强引致的煤炭供不应求给予了煤炭企业较强的讨价还价势力，使得煤炭企业不愿意执行原有的、政府制定的电煤价格，结果几乎所有煤炭供应契约都出现违约。此外，煤电价格联动政策使得电力企业不得不消化30%的煤炭增量成本；国家鼓励可再生能源发电的政策实际上突显了对燃煤电厂的限制；以及铁路运能不足和运费提高都强化了煤炭供不应求和电力短缺。这些因素都对煤电产业链的契约安排产生了实质性影响，导致具体的契约条款随着环境的改变需要相应地调整。例如，由于煤炭价格波动幅度较大，近年来煤炭订货会上签订的合同，有实质内容的越来越少，履约率越来越低，相当部分企业只签订供货量，不谈价格。因为当煤炭供应紧张时，煤炭价格上涨，煤炭企业就不愿意按原来签订的合同执行；反之，当煤炭供过于求，煤炭价格下跌时，电力企业也不愿意履行既定合同。虽然在近几年签订的中长期协议中，除对供货量有明确的规定外，也有的采取了规定电煤价格涨幅不超过10%的条款，但在需求剧烈波动的情况下，这一条款常常形同虚设。
作为长远目标，根据我国煤炭资源与煤质的分布状况，结合理论和实践两方面的分析，我们对各地区未来的煤电产业布局以及相应的纵向关系安排给出大致的框架。这样的纵向安排将可能大大减轻需求波动的影响。
我国煤炭资源集中分布于北部和西部地区，特别是山西、陕西和内蒙古西部3个煤炭富集省区将是今后相当长时期内的主要煤炭开发区和全国煤炭供应基地，而经济发达、能源需求量大的地区则是东部和南部沿海地区。这种资源分布与经济发展不相适应的状况，使我国在相当长时期中避免不了“北煤南运”和“西煤东调”格局，也很难改变电煤对铁路运输的依赖。为此，必须对煤电产业布局（项目建设）和煤电纵向关系做出战略性的安排，以期从根本上缓解上述不协调因素带来的压力。
根据煤炭资源的分布特点和煤炭供求状况，原煤炭部把全国煤炭的产供销关系分为3个区带和7个规划区。3个区带即东部调入区带、中部补给区带和西部后备区带。东部调入区带包括京津冀、东北 （含内蒙古东三盟一市）、华东和中南4个规划区(18)，已查明的煤炭储量为1580.2亿吨， 占总储量的 21.8%；中部补给区带包括晋陕蒙（西）一个规划区，已查明的煤炭储量为4406.66亿吨，占60.9%；西部后备区带包括西南和新甘青宁两个规划区，已查明的煤炭储量1254.3亿吨，占17.3%。这些区域的电力与煤炭供需状况、运输条件、煤质以及相应的电厂类型等情况如表2所示。
根据我国发电厂所处地区或拟建设地点、相应的燃料设计方案、煤炭采购和运输策略等因素，我们可以大致确定其相应的、较为合意的纵向安排方案。具体来说，第一，处于煤炭产区，特别是西南与西部主要动力煤产区（晋陕蒙、西南以及新甘青宁规划区）的发电集团，要尽可能充分利用西部水能资源开发建设坑口电厂，或者同时规划并建设煤电一体化项目，再通过区域电网互联和全国联网，将“西煤东送”变为“西电东送”。相应的纵向安排应该采用纵向一体化（煤电企业的互相进入）或期限较长的长期契约（多于5年）。第二，处于煤炭调入区域的发电企业，特别是京津冀、华东、中南等规划区，靠近用户但远离煤炭产区，电源建设要根据煤炭资源与运输条件而定，以港口电厂和路口电厂为主，其燃料设计策略可以更为灵活，资产专用性相对不强，既可以与煤炭企业长期合作，也可以选择短期契约的安排（少于5年）。进一步，煤炭交易数量也会影响契约期限的长短，由此可以推断，晋陕蒙地区煤炭交易量大，涉及契约期限应该最长；而京津冀和华东区域可采用期限最短的契约，甚至可以通过现货市场解决煤炭供应问题；其他地区的契约长度可介于两者之间。
七、规制延伸：煤电纵向价格规制的现实选择
为了对我国煤电价格规制模式做出选择，首先需要明确，规制的目标是什么？进一步，为了实现这一目标，什么样的规制模式是有效的而且是可行的？基于以上系统的理论分析，有效且可行的规制模式的选择还依赖于对现实的煤电矛盾症结的准确把握，以及对影响我国煤电关系主要因素及其特性的准确把握。同时还须强调的是，不同模式所需要的环境条件不同，因此，目标本身的设定还应考虑阶段性，相应的规制模式的选择也具有阶段性。鉴于煤电产业链上下游之间极其密切的关联性，要回答这些问题，必须采用以煤电产业链整体为研究对象的角度。将煤炭与电力割裂开来进行分析，将很难给出切合实际的解决方案。
从政策制定的基本要求来说，我国所有的改革进程都应以社会稳定为重，无论是“循序渐进”还是“平行推进”（樊纲、胡永泰，2005）。在这一前提下，改革的核心目标是实现社会资源的有效配置。具体到煤炭与电力行业，考虑到其作为资源产业同时具有很强周期性的特性，这种资源有效配置的要求至少体现在以下两个方面，一是要体现建设资源节约型社会的目标，二是要能够最大限度地削弱因需求的周期性波动带来的负面影响。众所周知，价格在市场机制的有效运作中扮演着核心的角色，因此可以认为，前一目标的实现依赖于基准价格的有效性，而后一目标的实现则主要依赖于价格能否随着环境变化“有效”变动。
表2 我国煤炭分区、煤炭运输以及电厂类型
规划区长期煤炭、电力供需状况煤炭运输
煤质情况
电厂类型
京津冀 大量调入煤炭与电力主要来自内蒙古 炼焦煤产地，动力
西部和山西的坑口电厂、陕北煤电以
海运或铁路 煤只占10.1%
坑口、路口和港口电厂
及宁夏煤电
东北部分调入煤炭与电力主要来自内蒙古 炼焦煤产地，动力
东部地区
海运或铁路 煤占43.7% 路口和港口电厂
华东大量调入煤炭与电力江苏主要接受山 主要为炼焦烟煤，
西阳城电厂的电力，山东需要接受宁
铁路或水路 占86.5%，动力煤
少数坑口电厂，多数是路口、
夏和陕北的煤电只占5.1% 港口和沿海电厂
中南大量调入煤炭与电力广东和广西从贵少数坑口电厂，多数是路口、
州、云南接受电能
铁路或水路 动力煤占20.7% 港口和沿海电厂
晋陕蒙 大量调出煤炭与电力向京津冀、东北 主要动力煤产地，
和华东地区送煤、送电
铁路
占45.8%
坑口电厂以及少量的路口电厂
西南平衡贵州和云南可向广东和广西送电
铁路或水路 炼焦烟煤产地，动
贵州和云南主要是坑口电厂，
力煤占19.9%四川和重庆多为路口电厂
新甘青宁平衡可调出煤炭宁夏有少量电能调出
铁路
主要动力煤产地，
宁、新主要是坑口电厂，青、
占79.0%
甘多为路口电厂
注：动力煤包括一般烟煤和褐煤。
资源来源：根据《中国电力与煤炭》第312～316页整理。煤质情况来自《中国煤炭工业年鉴2003》，根据2002年各省区特定煤种产量占总产量比重数据整理。
对煤电产业链来说，电煤的价格则成为核心中的关键。从本文第二部分的分析中可看到，基于产业链整体效率的基准价格的确定，首先应确定的就是电煤的基准价格，电力的基准价格是在电煤基准价格的基础上，考虑了电力厂商运作的其他成本和正常利润之后确定的。因此，从整个产业链的效率角度来说，要实现有效的电力价格，首先要实现有效的电煤价格。第二部分的(1)式和(2)式给出了理论上的电煤基准价格，在实践中，还需在考虑了其他各种现实因素之后加以确定。对此本文不作具体研究(19)。
那么，假设煤炭的有效基准价格已经确定，又如何实现这一有效价格的“有效”波动呢？这里的“有效”意指价格的波动应该既能够起到调节市场供需的作用，同时又能够最大限度地削弱需求强波动所带来的价格变化的负面影响。就此而言，所谓基准价格应该反映长期趋势，而“有效”波动的价格则是短期的“基准”价格。从目前煤电纷争的性质来看，其矛盾的症结主要就在于短期“基准”价格的确定。而更深层次的问题则是，目前的电煤定价机制并不能有效地产生其长期的基准价格。
于是，问题的关键在于，什么样的机制能够实现电煤的社会合意的基准价格？进一步，在现实环境的限制下，什么样的机制是有效且可行的机制？
如果把市场化视为放松价格规制的结果，那么，根据政府对电力与煤炭两个产业价格规制程度的不同组合，可以大致归纳为7种可能的煤电纵向价格规制模式（如表3所示）(20)。这里的“部分规制”是一种中间状态，可能具有不同的具体模式，如传统的电煤价格横向双轨制、一部分电量执行上网竞价销售、具有上下限的价格规制等。在这7种模式中，模式2～5为基于单一市场的价格规制模式，而模式1、模式6和模式7则是基于产业链的价格规制模式。模式7作为长期目标可视为最优模式。而模式6则是本文推荐的，符合我国近期现实环境的有效模式。以下对此做简要论述(21)。
在1993年以前，我国煤炭价格一直采取由政府直接定价的传统计划体制。此后，煤炭价格放开，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（模式2）。2002年政府了取消电煤指导价，然而，由于煤炭价格因需求增强而不断上涨，使得电力企业成本压力巨大，政府又不断出台文件临时性干预电煤价格，并在2004年底出台了煤电价格联动政策。2005年底，政府再次宣布全面放开煤炭价格，至此，模式3的混合制结束，模式4正式启用。
从以上政策出台历程可以看出，由于宏观经济周期性使得煤炭需求波动性相当大，政府实际上一直都难以彻底放开电煤价格。而且，2005年实行的煤电价格联动方案还加大了对煤炭价格的调控力度，政府甚至准备动用《价格法》严厉制止煤炭价格上的垄断和价格联盟行为。即使是在新《通知》中，政府也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(22)。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。
我们认为，正是由于煤电产业链上下游两个市场价格形成机制的不同，导致了目前严重的煤电矛盾。因此，如果不将煤电产业链上下游纳入一个统一的框架进行考虑，相关政策也只能做到暂时平衡各方利益，而无法从根本上消除这种产业链各环节之间利益分配的矛盾。从上述分析中，我们可以得出一个一般性原则，即对于煤电产业链上下游市场的价格规制，应该遵循“要么全管，要么全放”的原则，即基于产业链进行规制的原则。近期方案可以是“全管”，即采取模式6的“规制延伸”模式，长期目标则实现“全放”，即完全市场化。作为中期的过渡方案，可借鉴美国模式，并针对其缺陷设计相应的措施加以完善。根据历史经验与美国的经验，我们对这7种模式的优缺点及其实施的具体条件做出归纳，如表4所示。
作为近期规制模式的现实选择，我们需要对模式6做更具体的说明。所谓“规制延伸”，是指在电力竞价上网未能实现，电力价格继续受到规制的条件下，政府仍然需要对电煤价格进行部分规制，即将对电力的价格规制延伸到对电煤的价格规制。具体方案是，在当前情况下，规制机构根据受规制的上网电价，在考虑煤炭企业合理利润空间的条件下，向上递推确定一个电煤参考价格，并确定浮动范围（上限与下限）(23)。进一步，在未来2、3年内，在发电侧仍然不能实现竞价上网的条件下，规制机构需改变基准价格确定的顺序，即首先确定电煤基准价格的长期趋势，在此基础上推算出电力的基准价格，并采用分阶段调整的方法来实现社会合意的电煤与电力基准价格。在上述两种情况下，具体的交易价格都由煤电企业双方在限制区间内协商确定。因此，规制延伸实际上是一种“间接规制”，即只规制价格范围，而不确定价格本身。这与目前执行的涨幅限制是类似的。
基于以下6点理由，我们认为在近期内，规制延伸是一种有效而可行的规制模式。第一，从国家对煤炭资源的所有权角度看，在目前采矿权市场还没有形成，能源税的征收还很不规范，数量也很低时，煤炭开采制度安排还必须体现政府的作用来确保国家行使该所有权。第二，从能源安全及能源战略的角度看，市场化不能解决所有问题。而电煤市场化所需的相关改革条件目前也还不具备，如电力仍处于短缺状态、铁路运能仍有瓶颈效应等。虽然2007年我国电力装机容量将可能过剩5000万千瓦，但仍存在电力从“硬短缺”过渡到“软短缺”的可能性(24)，而“软短缺”更需要政府来协调煤、运、电三方的关系。第三，在发电侧未能实现竞价上网的情况下，煤炭价格单方面的市场化带来的只是产业链利润的重新分配，而难以实现资源的有效配置。特别是在需求强波动的环境下，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。第四，目前煤炭价格的上升并不真正源于其开采成本的增加，而是源于对煤炭需求的增强。即使从煤炭企业获得稳定利润的角度看，这种源于需求波动的价格上升也并非有利。这可能导致电力企业寻求从进口煤炭中获得替代品，并严重影响国内供求关系。特别是，如果市场化导致价格过高，煤炭企业可能会做出过度开采的反应，这将更不利于煤炭资源的有效利用。第五，大量新建电厂的还贷压力也需要政府稳定煤炭价格（林伯强，2005），以避免电力风险转化为金融风险。第六，从产业链效率来看，在规制机构能够较合理地确定电煤基准价格的条件下，规制延伸能够接近于实现纵向一体化的效果，而纵向一体化的安排是煤电产业链纵向安排中最具有社会合意性的方案。
表3 7种煤电纵向价格规制模式
电煤价格
完全规制 部分规制市场化
上网电价完全 模式1：计划 模式2：煤炭横向价格双轨制模式4：煤炭价格市场化，
规制 经济体制 （1993年～2002年）
电价受规制（2006年始）
模式3：混合制—价格双轨制加
部分
煤电人格联动（2002～2005年） 模式5：美国模式——自动
规制
模式6：规制延伸 燃料调节条款
市场 模式7：电煤与上网电价均
化
市场化
表4 基于产业链的7种煤电价格规制模式比较
模式 优点
缺点所需条件
模式1计划单一价格利于管理
煤炭定价过低，利润被转移
企业类型单一
价格 到下游，政府需财政补贴
模式2价格煤炭企业可以增加部分利 煤炭产业内不同类型企业形
企业类型单一，环境
双轨制润 成不公平竞争
变化不大
模式3混合部分缓解上游价格上涨对 价格形成机制混乱，电煤合
制下游的压力 同不能顺利执行，导致结构
相关产业配套改革，
性缺煤现象 中间环节治理
模式4上游
煤炭价格由市场供需关系 电力企业将承受巨大的成本
相关产业配套改革，
市场制
形成，企业成为市场主体 压力，利润空间被挤压
中间环节治理
模式5美国
灵活应对上游价格上涨带 电力企业投资或燃料选择上
实行上网竞价
模式 来的成本压力的效率激励较弱
模式6规制
单一电煤价格，上下游均 对规制机构的假设也许不切
相应的利润分配必须
延伸 有合意的利润空间合实际 公平
模式7上下
符合改革的终极目标 相关产业改革完成，
游市场制中间环节治理有效
需要指出的是，规制延伸模式的有效实施仍然依赖于以下假设：规制机构的目标是社会福利最大化而且掌握充分信息。然而，这一假设可能过于严格，此外，其他相关环节的无效率也会制约最优规制的实现。为最大限度地减少效率损失，相关配套措施的改革必须同时进行。因此，在相当长时期内，我们无法实现作为最终目标的第7种模式，即电力和煤炭都完全市场化。为了实现这一最终目标，我们需要完成电力产业的改革，需要完成铁路产业的改革，需要减少煤炭流通环节从而降低相应的费用，需要建立起煤电之间长期协作的有效机制，等等，任重而道远。因此，作为中期过渡方案，我们认为，可以在借鉴美国模式的基础上，设计有效的能够强化电厂降低成本激励的政策来加以完善。从近期的模式6转变到模式5的必要条件是，发电侧能够真正实现竞价上网。
特别值得强调的是，要真正实现长期目标，归根结底还需要构造坚实的产业链的微观基础，这就要从煤电纵向关系的安排上寻求解决之道。政府应该对电力和煤炭两个产业的相互进入放松规制，也即在纵向关系的安排上采取鼓励纵向联合的基本政策，鼓励发电企业后向一体化进入上游煤炭产业或者投资开发新矿，或鼓励建设煤电一体化项目（煤矿与坑口电厂同时规划与建设），或鼓励电力企业与煤炭企业合营（相互持股、参股或者控股）或形成战略性联盟，等等。只有在形成了多种形式的独立的市场主体之后，才可能形成有效的竞争格局，最终才可能通过市场化来实现有效的资源配置。
八、结论及进一步研究的方向
本文在一个系统的分析框架下，对我国煤电关系的纵向安排与相应的经济规制进行了研究。煤电产业链及其纵向市场结构特性的界定是理论研究的前提，以产业链整体为对象的效率评价基准则构成了经济规制政策设计的基础，因此本文首先对这些基本概念作了界定，并进一步分析了基于私人激励的煤电产业链纵向安排的厂商决策，以及影响该决策的主要因素。我们认为，对于我国煤电产业链而言，除了资产专用性和契约不完备性之外，需求波动和政府规制政策是影响厂商纵向安排选择的两个最关键的因素。总体而言，在需求波动下，电力厂商出于确保煤炭供应的目的，会扩大进入煤炭生产领域的程度，也可能在纵向一体化不可行的情况下，与煤炭企业签订长期契约以平滑需求波动的影响。在需求波动下，政府也必须从整条产业链的视角给出规制政策，避免上下游价格双轨制以及不对称规制造成的利润分配不公平现象。
从能源产业布局角度看，煤电产业链纵向安排应根据煤炭资源禀赋特性与电力消费需求的区域性特征做出。根据我国的现状，本文给出了对未来我国煤电纵向关系安排的大致格局的设想：在现行的各个大规划区内部，形成相对独立的具有各自特性的完全一体化、部分一体化或长期契约、短期契约的稳定安排；在各个大规划区之间，根据资源和需求情况的短期波动，进行短期的灵活调整。这样一种格局将能同时适应电力产业的改革目标，即在发电厂商竞价上网的机制下，各个发电集团或煤电一体化集团相互之间展开竞争。这种竞争具有产业链竞争的特性。
煤电之争是我国现实经济中一大矛盾，其症结在于煤电价格的形成机制不同。对政府来说，要给出解决煤电矛盾的整体方案，实质上就是一个规制模式的选择问题。本文研究了在不同规制程度的组合下，煤电纵向价格规制的7种可能模式以及这些模式的优缺点，分析了现实环境下备选模式有效实施的条件。我们认为，在我国能源市场机制尚未成熟、相关配套改革还未到位的情况下，将对上网电价的规制延伸到电煤价格可能是唯一可行的方案。
煤电产业链的纵向安排与相应的经济规制是一个相当复杂的论题，本文给出了其理论研究的基本框架，并得到了一些主要的结论。在此基础上，进一步的研究需要从理论及其与实践的结合上深入展开。首先，我们还需要研究，当需求波动与资产专用性和不完备契约这些因素共同作用时，煤电产业链的上、下游企业将如何对纵向安排进行选择？其次，在各种环境条件下，长期或短期契约的具体条款应该如何设计？特别是，面对需求的波动，契约条款又该如何调整？此外，另一个重要的方向是，当未来煤电产业链上、下游均形成寡头垄断的市场结构时，其相应的纵向安排是否具有市场圈定效应，是否具有反竞争效应？如果有的话，政府的规制政策该如何制定？
市场绩效的评价是对厂商行为效应进行评价的基础，也是政府规制政策设计的前提。本文基于产业链整体效率的角度，给出了煤炭和电力各自的有效的基准价格。但这一社会合意的基准价格是在一系列简单假设下给出的，要将这一结论应用于现实中的煤电产业链，特别是，规制机构要以此为基础确定现实中可实施的基准价格，还需要从以下多个方面加以深入研究。一是，煤炭厂商的边际成本 （假设为坑口成本）取决于煤炭赋存条件、开采技术选择、开采的规模经济性、安全性、环保要求等因素，因而不同地区和企业的边际成本会存在较大差异，该如何加以平衡？二是，煤炭和电力是否应该具有同等的正常利润水平？正常利润水平该如何确定？三是，考虑到能源产业的特殊性，需要分析从可持续发展和建设资源节约型社会的要求出发，基准价格应该满足何种条件？相应地，如何通过税收来体现这一要求？四是，考虑到煤炭与电力都属于周期性行业，基准价格的设定如何考虑需求周期性波动带来的影响？从一定意义上来说，以上两者都涉及动态效率基准。五是，考虑到煤炭并不仅仅提供给电力行业作为投入品，同时电力的生产也还存在其他的方式，如核电、水电等，此时该如何确定社会合意的电煤价格和电力价格？六是，电力价格的制定还需要考虑对整个经济的生产成本指数和消费者的基本生活指数带来的影响，对此该如何权衡？七是，如果将产业链扩展到煤一运一电，还需考虑如何设定合理的运输价格。而这又与铁路行业的改革进程有着密切的联系。
注释：
①煤炭成本（到厂价）构成了发电企业总成本的很大部分，但至今没人给出准确的数据，大致估计在30%～70%之间。而在上游煤炭出矿价与到厂价之间还有因中间流通环节带来的加价部分。流通环节主要指运输与批发环节，特别是作为主要运输环节的铁路是煤电产业链的重要组成部分，并获取了整个产业链中的较大部分利润。据统计，流通环节价格占煤炭到厂价格的 50%以上。就煤电关系的本质而言，运输环节居于次要地位，这将是未来研究方向之一。
②如电力企业对煤炭质量的特殊要求使其往往无法灵活调整煤炭供应，以及电力生产本身所需的连续性使其停产等决策会产生大量成本等等。
③理论上不失一般性，本文不考虑煤炭与电力交易关系之间的一系列中间环节，如铁路运输、批发等。但需要指出的是，在实际运作过程中，这些中间环节却会极大地影响煤炭到厂价格以及煤电交易关系的顺利进行。
④考虑到煤炭质量的“专用性”，这一假设更具一定的合理性。但进一步深入进行现实问题的研究时，需要考虑双向放宽这一假设。这是我们未来的研究方向。
⑤这里需要说明的是，虽然在分析电力产业的改革时，我们需要将其拆分成一个包括发电、输电、配电与售电4个环节的产业链。但当我们分析煤电关系时，具有实质性影响的只是发电环节的市场结构。另外，我国电力市场仍是卖方垄断的市场。从卖方垄断角度来说，不失一般性，我们可以将区域性垄断等同于垄断来看待。
⑥这里的利润是财务利润的概念。
①郁义鸿(2005)简化假设下游厂商在中间产品的再加工过程中不产生任何成本，这一假设在这里不适用。
⑧这里假设煤炭厂商和电力厂商应该具有同等的正常利润水平。
⑨实践中规制价格的制定还需考虑能源产业特性、不同质量的煤炭和不同方式的发电之间的平衡等各种因素，对此本文不作更具体的研究。
④本文的纵向一体化如没有特别说明均指完全一体化。此外，纵向约束还包括其他形式，如转售价格控制、独占交易、区域独占等，但这些手段通常不适用于煤电产业链，因而本文不加讨论。
(11)委托代理理论、不完全契约理论以及交易成本理论作为契约理论的3个分支，都可用于解释公司治理，但又存在具体的偏重点。Williamson(2002)认为，完全契约理论（委托代理理论）和不完全契约理论主要讨论事前的激励安排问题，而交易成本理论主要研究契约的实施问题。由于资产专用性和不完备契约产生了类似的机会主义问题，本文对这3个理论的观点不加以细分（详见苏启林，2004）。
(12)如没有特别指出，本文中的发电厂均指燃煤发电厂。
(13)数据来源：《中国电力与煤炭》第541，544页；2004年数据来自各网站。Wong(1999)也给出了1981～1996年中国电力需求增长率与经济增长率之间的关系，除1983～1986年有些异常外，两者之间具有基本一致的同期性。
(14)这是由于美国经济发展相对平稳，煤炭供应充足，虽然也有经济周期性，但其波动幅度远不如我国那么明显。
(15)在美国，大约60%的煤炭契约期限在5～50年。在东部，主要依靠现货市场，但在西部基本不存在现货市场。
(16)Golec(1990)定义福利效应为由于采用或废除FAC导致的电力企业价值的变化，这是实际燃料成本和基础燃料成本之间的偏离造成的。
(17)神华模式具有特殊性，很难大量复制。
(18)中南规划区包括河南、湖南、湖北、广东、广西以及海南6个省份。
(19)从这一角度出发，目前我国的基准电价是否合理可能也是一个值得进一步研究的问题。
(20)表3中的空格表示这些模式不具有现实意义。
(21)模式1的计划体制虽然也属于产业链上下游同步的价格形成机制，但显然已经不适用于市场经济主导下的我国经济体制，本文不再赘述。
(22)新《通知》中提到，如果市场上电煤价格出现显著上涨或可能显著上涨的趋势，有关部门将按照《价格法》有关规定进行临时干预。
(23)在一定条件下，政府也可能利用财政或税收政策补偿电煤生产企业。
(24)林伯强(2005)所指的“硬短缺”是电力装机不足，“软短缺”是由于煤炭生产、铁路运煤和输配电网建设的不足造成的电力短缺。
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