煤电一体化需要思考的几个问题

    近日，“煤电一体化”呼声渐高，不少人都将之看作解救财务危机深重的电力企业最切实可行的方式。其实，煤电一体化并非我国独创，美国历史上也掀起过一股煤电一体化的潮流。但值得注意的是，90年代以来，美国煤电关系大趋势是以电力退出煤炭为特征的“反一体化”，到现在形成了以长期合同为主的交易模式（尽管电力市场化改革有使煤炭合同期限缩短的迹象）。相比而言，现货市场（及短期合同）只占电煤交易很小的比例，而较多存在于坑口电厂的煤电纵向一体化比例更小。

　　各国煤电关系模式不尽相同，对于中国而言，资源分布和能源状况可能使得美国的煤电关系模式更具参考价值。历史经验说明，美国采用煤炭长期合同有利于煤炭供应的稳定，也有利于价格的稳定，保障了美国电力供应的稳定。而加拿大和日本等国家煤电关系的基本模式也是以长期合同为主，近年，随着国际煤炭价格大幅度上涨，这些国家主要通过燃料调整条款（煤电联动）来将发电燃料成本传递给终端消费者，也没有诉诸煤电一体化来减缓矛盾。因此，我们的煤电一体化进程是否遵循了历史规律？根据国际惯例和通行做法，笔者想提出一些自己的思考：

　　首先，我国煤电一体化以应对电力成本上涨为目的，而美国煤电一体化因石油危机而起，基本上也是为了应对电力成本上升，是一个电力成本最小化过程。就动机论，两者是相似的，不同的是，我们有很深的“市场煤”计划电“矛盾。在此背景下，如果政府的愿望是可以不用提电价，通过一体化内部来消化煤价上涨的影响，保障电力供应，那么这个愿望在现实中可能受挫。道理很简单，假设煤价持续上涨，电厂可以选择卖煤炭又不发电，而政府又不能强制“电厂不销售自己的煤炭”，在这种“发电不赚钱，卖煤赚钱”的情景下，鼓励煤电一体化来解决保障电力供应的初衷，会不会受到挑战？

　　其次，煤电一体化在美国曾经起到过较为重要的作用，但是，美国的经验说明，煤电一体化对于电厂要求较高，仅对于坑口电厂具有较好的适用性，而且即便如此，在美国也并非所有的坑口电站都是煤电一体化的。90年代初，美国坑口电厂装机超过2千9百万，占燃煤发电容量的10%，但其中仅有1/3的坑口电厂采用煤电一体化运营，其余2/3的坑口电厂均采用20至50年的合同。而很显然，在我国鼓励一体化的进程中，处于弱势地位电力企业为了获取煤炭资源规避电价风险，对适用性的考虑是次要的，不要说做不到对坑口电站“择优录取”，连对普通电站“因地制宜”都很勉强。相对的，处于强势地位的煤企选择空间很大，不仅可以新建火电厂，购买电厂，还可以对其他省份的电厂进行参股、持股控制，等等。此时相对于做大和扩张的愿望，煤炭企业对适用性的考虑也是次要的。即便抛开煤企和电企收购能力的不对等，仅从整体效率出发，目前情况小的煤电一体化进程，是否可能导致偏离有效率、有优势的坑口电站为主导的煤电一体化？

　　第三，在80年代，美国煤电一体化的比例就已经很小，现在的比例更小。国际上电力市场改革使煤炭的集中度提高，煤矿的运作更加有效率，其他形式的公司，比如电力行业、钢铁行业、石油企业的附属煤炭企业竞争不利，几乎都离开了煤炭行业。从市场化改革的角度说，煤电一体化不一定是最优的煤电关系模式。政府目前积极推进煤电一体化进程，多次重申煤电联营将被作为长期政策坚持下去，在项目审核批准方面会有特殊待遇。这样，会不会出现由于价格扭曲和行政的推动，偏离市场主线，把煤电一体化人为地做大了，增加今后市场化改革的难度和可持续发展的成本？

    第四，美国煤电的纵向一体化主要是以电力兼并煤炭为特征。2007年产量10万吨以上的150多个美国煤炭企业中，仅有4个煤企拥有电力或子公司，比例约为3%。如前文所述，我国目前的煤电一体化进程中，煤企相对比较强势。从产业链上下游的关系来说，煤企是资源上游行业，煤炭需求快速增长，煤炭的不可再生性导致的稀缺，使煤炭有相对市场优势。煤炭的可储性和电力的瞬间平衡，使得煤企拥有博弈的时间优势。更为重要的是，目前煤企利润丰厚而电企亏损严重，使得煤企在一体化过程中更具有兼并电企的资金实力。如果电力进一步亏损，我国煤电一体化的结果更可能的是煤企兼并电企，是否会影响市场平衡，导致效率下降？

    归根结底，市场化条件下由企业自主的煤电一体化当然无可厚非，但如果政府仅将煤电一体化作为回避电价改革的一种政策手段，在电价调整不到位的情况下，来维持电厂发电的积极性，情况就很不相同。首先是目前我国的“市场煤”和“计划电”本身将给煤电一体化带来非市场的扭曲，其次，如果再采用行政手段促成煤电一体化，将有悖于市场的专业化效率分工，进一步加重扭曲。经济学理论说明，市场扭曲带来的短期好处，将无法弥补长期损失，使用行政手段推动煤电一体化，当慎之又慎！