中国煤炭和电力产业互动机理及效应分析

　　煤炭和火电产业关系的不和谐是一个长期存在的问题。本文的理论分析和经验研究表明，在资源耗费型的增长模式下，政府具有压低煤炭价格创造GDP效应的激励；电力产业的高集中度和严格的管理体制，使它在与煤炭和政府的三方博弈中获得了影响力；而政府对计划干预手段的依赖也限制了市场机制作用的发挥。这些发现解释了规制者产业偏好的多重原因，指出了改革路径选择的主要约束条件。
　　关键词：规制偏好；纵向关系；产业势力；煤炭产业；电力产业
　　
　　一、问题的提出
　　 　
　　国内研究者对煤电产业(本文特指煤炭与火电产业)关系的分析主要集中在电煤需求波动、价格的双轨制、运输环节的瓶颈等方面，并认为电煤矛盾是导致电力短缺的主要原因之一，合理的政策取向是实施基于市场化改革的价格并轨，分析的主旨也在于设计“电煤”价格和电力价格的联动机制。产业的规制者也接受了这些理论研究的建议，从2005年开始实施“煤电价格”联动以缓解二者的长期矛盾，但实际效果并不明显，“煤荒、运紧、电荒”的局面延续了三年多的时间，是改革开放以来历时最长的一次。进入2008年，“电煤”供求关系在气候、地理等外在因素的影响下，没有出现缓解的迹象，以至于有关部门基于惯性思维决定采取冻结电煤价格这一严厉的措施。本文的研究主旨是解释为什么规制者会长期偏好电力产业?实现这一偏好的工具是什么?以及它们对上下游关系扭曲的影响。研究表明，对“GDP”效应的偏好、产业势力的不对称以及规制者自身“效率”的存在是导致煤炭和电力产业关系被长期扭曲的根源，只要其中任何一个因素不被消除或弱化，就难以实现煤电关系的长期和谐。对特征性事实的实证检验，既验证了理论假设，也成为提出政策建议的立足点。
　　
　　二、理论和假设
　　
　　(一)GDP效应与“资源的诅咒”假设
　　基于前苏联化战略的成功经验，新也将重化工业作为实现赶超先进国家的一条基本道路。这种模式因为有“生产资料优先增长”、“霍夫曼定理”、“哈罗德一多马模型”的理论支持，加之中国在资源、劳动力供给等方面的比较优势，而在改革开放后得以继续发挥作用，并与新的经济体制相结合，成为我国“渐进式”改革取得巨大成功的一个关键支点。在这种模式下，要素特别是稀缺性的自然资源的价格扭曲往往成为一种必然，原因在于这些资源在传统的经济核算体系中，属于所谓“中间投入品”，它们直接创造的社会价值远远小于使用它们的其它生产部门，只有人为抑制要素的价格，引致GDP效应更高的其它产业对它们的大量使用，才能在短期内最大限度地增加全社会的净产出。当这种战略与资源密集产品的出口、获得国外需求或资金供给相结合时，扭曲的程度会被加重。这一发现已经被吴敬琏、刘世锦等人在分析中国传统增长方式时提出的“旧型工业化道路”、“低价竞争模式”所验证。
　　
　　“资源的诅咒”理论则为我们理解煤炭产业长期处于劣势地位，提供了一个全新的视角。该理论认为自然资源与经济增长存在显著的负相关性，原因在于自然资源越丰富的地区或国家，会将更多的资本从制造业向资源产业转移，从而削弱了具有正外部性的制造业的成长，最终削弱整个经济的竞争优势。徐康宁和王剑、邵帅和齐中英的研究发现，我国的资源富裕省份的经济增长率长期低于其它地区。对全国煤炭资源最丰富的山西省的案例考察，启发我们将“资源诅咒”假设延伸到产业层面。我国煤炭产业的一个特征就是，初始投资的资本密集和生产过程的劳动密集’，并表现出一定程度的规模报酬递增。这样在整体增长模式给定的条件下，煤炭产业的产出越多，价格会受市场的引导自动向下调整；而当供给不足时，政府会倾向于通过少量的补贴获得必要的产出。除非经营环境或定价机制发生较大的改变，否则煤炭产业缺乏提高产能或改善生产技术的能力和激励。我国煤炭生产和消费在地理空间上的分离，也使经济增长或产业发展的效应被“外化”，诅咒机制的效应也会放大。
　　假设1　在投入驱动和低价竞争模式下，富裕资源的价格会受到来自体制的扭曲，进而使产业在整体上长期处于劣势地位。
　　
　　(二)利益集团假设
　　经济学家和学家很早就关注利益集团对竞争政策的影响，奥尔森从“搭便车”的动机出发，认为小集团比大集团更容易从集体目标出发，付出更多的个体努力，从组织活动中获得较多的收益。施蒂格勒提出了一个相对规范的规制理论，其核心观点是“规制或许正是一个产业积极寻求的，也可能是强加于它的”。他指出除了直接的货币补贴或进入限制外，产业往往还会谋求国家对那些能影响它替代物和补充物的干预，例如航空业积极支持政府对机场的补贴、建筑业对节能材料的排斥等。依此类推，政府对“电煤”价格和数量的规制，在一定程度上就是电力产业争取的结果。皮尔兹曼和贝克尔分别从规制者利益最大化和利益集团博弈两个视角，分析了哪些产业易受规制、规制的工具，以及集团压力的程度和形式对均衡的影响等问题。对若干产业的案例分析也发现：集中或严密的生产者比消费者更能从规制中获得效用的提高。以拉丰和梯若尔为代表的新规制经济学，则基于委托一代理的框架，分析了生产者与规制者合谋的内在激励。就具有公共产品或普遍服务特征的电力产业而言，生产者可以通过扭曲供给和需求的均衡，直接或间接促使政府对相关产业进行干预。相对于“国家、集体和个人”参与度比较均匀的煤炭产业，电力产业是国有主导下的寡头垄断结构，政府也会通过价格、税收或对进入的限制，来维持和保障国有企业的经营绩效，对电煤价格的长期限制就成为一种必然。
　　假设2　基于利益集团理论，为确保受规制的电力产业的利益，对其关键投入品“电煤”的价格或数量进行干预，就成为规制者的工具之一。
　　
　　(三)规制者“效率”假设
　　煤炭产业的产权结构改革一直处于所有重化工业的前列，20世纪80年代末，乡镇和个体煤矿的产出已经占据了三分之一的市场份额，20世纪90年代中期的一段时间内，甚至超过“统配煤矿”的比重。为什么在放开其它产业用煤价格的同时，还要对火电用煤进行数量和价格的双重干预，除了假设1和2所提及的原因外，也应考虑政府主管部门对规制工具的偏好。在电价长期受严格干预、煤炭费用占火电成本70％左右的条件下，要保障电力供给的稳定，应设计出合理的电价结构，确保电力投资必要的回报率。这就要求规制者对该产业的成本构成、生产技术、消费需求有近乎完全的了解，并能够观察到企业的实际行为，即二者之间的合约是可行和可实施的。这些前提条件在计划经济阶段也不曾完全满足过。因此，规制者只能寻找可替代的方式，对关键投入品的“电煤”价格或数量的限制就成为一个次优的选择。
　　我国电力价格的干预权并没有配置给专业化的规制机构，而是与政府宏观经济的管理部门捆绑在一起，电价在一定范围内也是调节产业投资和能源消费的政策工具，因而为缓和电价变化对下游相关产业的影响，控制电煤也会成为主管部门的选择。 　　假设3　基于规制者“效率”假设，在其它条件相同的情况下，干预煤炭产业的价格是对直接调节电价的一个替代性工具。
　　
　　三、基于特征性事实的实证分析
　　
　　(一)数据来源和整理 

　　在实证研究过程中，所使用的煤炭和电力产业的汇总性数据来自相应年份的《统计年鉴》、《中国煤炭年鉴》和《中国电力年鉴》，其中1995年之前的数据选自《中国工业能源统计资料》。煤炭价格、电煤成本和产业集中度等指标，主要依据《中国物价年鉴》、《中国年鉴》和已有研究成果整理而成。
　　
　　(二)粗放增长、纵向位置差异与煤炭产业的长期劣势
　　1、传统工业化模式与能源产业的价格抑制
　　中国经济的粗放式增长是一个得到理论研究和实践检验支持的客观存在，在该模式下，必然形成对生产要素，特别是资源品的过度依赖。高耗能、高污染和低效率的前提是生产函数缺乏成本约束，即资源品的价格没有起到优化配置的信号作用。要优先重工业，也需要抑制需求或扭曲消费与投资之间的关系，来对重工业予以补贴，对煤炭、石油、粮食在内的资源性产品的价格予以人为的压低也是一种补贴手段。粗放模式必然伴随着高速增长的目标，要保持那些高GDP效应产业的发展，在刺激需求的同时，还须提高投资的回报，以获得必要的投资率。在市场机制下这一过程是由价格或市场完成的。改革开放之初，鉴于电力产业在国民经济发展中具有基础和先导的地位，国家有关部门很早就提出了“电力先行”的主张，并辅之以税收、价外费和加速折旧等政策予以扶持。考虑到煤炭支出占火电成本近70％的比重，在大部分生产资料的价格都已并轨后，占据煤炭总产出50％以上的统配煤矿价格仍有95％以上属于所谓国家定价，这些煤矿的产出在满足火电行业对廉价燃料需求的同时，还要保障钢铁、冶金、化工、机械加工和制造等高产值行业的发展，煤炭的价格势必受到严格控制。
　　2、投入的GDP效应差异与煤炭产业的劣势定位
　　在粗放增长模式下，对煤炭产业的抑制并不意味着对其产能的限制，而是主张煤炭工业创造的收入在制造业和轻工业中实现，即所谓生产资料的低价政策。已有的主要局限在对煤炭和电力合理价格的比较上，而未能从两种能源在投入一产出的纵向关系中所处的位置寻找答案。
　　如表1所示，按照三位数的产业代码，我们了煤炭和电力消费的买方集中度。煤炭的下游主要包括电力、冶金、建材和化学等四个行业，1980年至今两类集中度指标都在显著提高，属于典型的买方主垄断结构，且后者的产出以生产资料居多。电力产业则不尽相同，买方势力呈现不断下降或分散的趋势，使用的行业分布较均匀，多数是最终消费品的提供者，因而电力产出的GDP效应远远大于煤炭产业，压低煤炭价格的动机会增强。
　　上述事实表明假设1是存在的，即追求“GDP”效应的增长模式是煤炭和电力关系扭曲的根源之一。问题在于从全社会总产出最大化出发，政府主管部门可以选择：要么压低煤炭的价格，引导电力的投资；要么同时压低电力和煤炭的价格，以补贴下游产业。为什么政府选择了前者?下面的分析将提供一个基于利益集团竞争的解释。
　
　　(三)市场结构与组织模式双重不对称下的规制者偏好
　　1、市场结构不对称与中间品讨价还价能力差异
　　煤炭和电力产业的组织结构在我国长期处于不对称的状态，这是产业的生产技术特征和政府干预的产物。煤炭产业具有显著的区位性，其市场范围也受运输能力和成本的限制，由于资源分布的不均匀，呈现出区域垄断或寡头垄断的特征。在计划经济时代，煤炭资源的国家所有和使用权的多级配置导致产业的集中度很低，无法体现出规模和范围经济的优势。改革开放以来，大型煤炭所有权和管理权的几起几落，特别是乡镇和个体煤矿的快速成长，在一定程度上分散了产业的整体实力。图1给出了煤炭产业的生产集中度的长期变化，很明显，按照传统的贝恩标准来衡量，属于竞争型的结构。这种状态既体现不出煤炭产业规模经济和范围经济显著的技术特征，也与该产业在我国国民经济中的基础地位不相吻合。相反，电力产业独家办电的格局虽然在20世纪80年代中期就因“全民办电”的政策而有所松动，但原有电力体系内的投资(即国家队)处于主导地位。由电力工业部发电业务重组而成的国家电力公司的市场份额一直在60％以上，2002年电力产业纵向拆分后，五家独立发电企业的占有率还维持在50％左右，远远高于煤炭产业CR8。为保持统计口径的一致性，图1只计算了电力产业最大企业华能集团自成立以来市场占有率的变化，在神华集团未成立以前的10年间，华能集团一家的市场占有率就超过煤炭产业的CR4，如果没有政府主导的神华集团的大规模兼并重组，煤炭产业的集中度也不会在2001年前后发生逆转。
　　煤炭产业结构的松散还源于企业所有制多元化导致的利益冲突。按照所有制结构变化的速度和规模来判断，煤炭产业是所有能源行业中市场化最充分的。早在20世纪80年代末就形成了“国家、集体和乡镇”平分秋色的格局，随着20世纪90年代初乡镇煤矿和地方煤矿的大规模改制，非国有煤矿的产出一度超过了24家统配企业的总和。但是，在煤炭市场处于“双轨制”，特别是政府依旧对电煤进行价格和数量干预的背景下，不同类型的煤炭企业受到的影响不尽相同。就“煤电”产业关系而言，大量游离于政府规制之外的乡镇小煤矿，反而成为火电企业赢得定价权的“蓄水池”。当计划价格高于市场价时，火电企业会选择降低直供电煤的比例；而当计划内价格降低时，又会要求国家有关部门增加调配的规模。20世纪90年代所发生的几次“煤电”矛盾都与这种产出结构和价格机制的不匹配有直接的关系。2001年以来，国家将下放到地方的大型煤矿的所有权统一到国资委后，加大了煤炭企业的整合力度，随着大量存在安全和环境隐患的小煤窑被强制关停，中央所属电力企业在煤炭市场中的谈判地位随着电煤的再度短缺而强化。上述事实表明，在市场集中度和所有制两方面，电力产业都具有相对的优势。　　2、产业管理体系与集团影响力
　　奥尔森认为产业是天然的利益集团，其压力的效用与组织管理方式直接相关。按照这一思路来分析煤炭和电力产业作为一个集团影响政府规制政策能力的高低，可以更好的解释政府管理体制在二者关系扭曲过程中的作用。
　　煤炭产业的主管部门历经了从煤炭部、能源部、煤炭工业局到安全监督总局的多次调整，最终形成了专业管理以安监局为核心，价格、投资和行业规划等性业务被国家综合管理部门接管的局面。为适应这些变化，产业原有主导的所有者的身份也经过了两轮大的“下放和收回”，这在无形中分散了产业的积聚能力，也疏远了与管理者的关系。在我国特殊的“政府-企业”关系体制中，缺少了能够代表行业利益的专门机构，当存在与其它强势部门的矛盾或纠葛时，就会导致政策性支持或租金的减少。
　　电力产业的管理体系在表面上也历经了类似的过程，初步实现了从高度集中统一的计划管理模式向专业化监管、政府宏观协调和大企业主导的转化，但市场机制的缺失和部分业务垄断的存在，使电力产业无论是在市场结构、集团势力还是规制偏好等方面，都比煤炭产业具有影响力。
　　总之，基于对产业组织结构和管理模式所进行的比较分析，充分说明了集团势力会影响规制机构对煤电产业的偏好，即利益集团假设的存在。
　　3、规制者干预方式偏好的分析 
    
　　政府对电煤价格的长期干预，导致了二者在纵向产业体系中地位的不平等和经济社会效益的巨大差异。政府曾先后对电煤价格通过统一定价、双轨制、国家指导价和双边磋商等方式予以直接或间接的干预。
　　为什么管理者比较偏好使用价格干预方式来协调煤电关系，而非设计出一个二者都比较认可的动态机制?主要原因在于电力产业竞争模式的引进是一个十分漫长的过程，由于输配售垄断和发电领域寡头垄断的同时存在，电力产业是一个没有市场的特殊领域。在下游产业缺乏通过竞争消化或转移成本的前提下，煤炭和电力的矛盾，实质上就是电力和政府的博弈。从保障和稳定电力供给的目标出发，政府既有在波动较大时干预电煤市场的激励，也掌握了干预的手段。价格限制的短期效应明显，与直接调节电价相比社会负外部性也很低。不仅如此，政府还可以通过企业所有者的身份，以及对铁路运输这一关键资源的控制，迫使煤电双方执行干预措施。这也从另外的角度说明，直接的干预对规制者而言具有可行性和可实施性，即假设3是成立的。
　　
　　四、煤炭和电力产业关系扭曲的效应分析
　　
　　煤炭和电力产业关系的扭曲存在多种表现形式，例如煤炭产业的有机被抑制、产业自生能力不足、资源利用效率低下等。下面以电煤价格变化为主线，描述性地说明关系扭曲的多重后果。
　　
　　(一)煤炭和电力产业总体能力差异的比较
　　在一次和二次能源的结构中，煤炭和电力分别居于主导地位，但二者在国民经济中的地位却截然相反。从1980年到2006年。二者总产值的绝对值都实现了超过100倍的增长，增速也经历了两次u型变化过程，这与中国工业增长的模式在八十年代初、九十年代初和2005年以来所表现出的重化工业趋势是一致的。但由于比价不合理，在工业体系中煤炭产业的地位远远低于电力。对二者增加值的比较也可以得到近似的结论。一个值得关注的现象是新一轮经济增长周期中，煤炭产业的产值增加率开始缓步上升，并超过了电力产业，除了由于自身稀缺性提高导致的价格提高外，一个重要的原因是在发展和可持续增长的理念下，诸如资源、劳动力成本和行业转换费用等在煤炭成本核算中得到了逐步的体现(见表2)。
　　
　　(二)电煤价格扭曲与上下游利润率变化
　　煤炭价格规制是本文考察的重点，它的变化直接影响着上下游的盈利能力。具体而言，在计划内电煤比重很高的时期(1985-1993)，电煤价格偏离市场电煤价格的幅度越大，煤炭企业的盈利能力越低。随着电煤的数量计划被重点电煤合同量所取代，以及后者比重的显著下降，电煤价格扭曲的幅度虽然还在拉大，但对煤炭行业的作用已经不明显。2002年至今，电煤市场价的不断攀升成为二者利税率发生相反变化的最重要因素。尽管在利润和税收总量上，煤炭产业还低于电力产业，但如果减掉回报率低的水电业务，并考虑煤炭产业享受了一定的政府补贴，煤炭产业盈利能力改善的实际程度会减小。(见图2)
　　
　　(三)要素价格扭曲与能源使用效率
　　由于低煤炭价格的实施，使得需求无法对价格做出合理的反应，电力产业在配置生产要素和选择生产技术时，不会过多地考虑煤炭成本的变化。具体的表现就是火电装机容量、发电用煤的超常增长，在很长的时期内并未伴随着生产技术效率的同步提高或能耗的显著下降。如图3所示，从1980年到1993年国家决定放开电煤价格之前，发电单位煤耗从每千瓦413克，降低到384克，降幅仅为7％，而同期电煤的消费量增涨了4倍多，电煤比重也增加了10％。2002年以来由于电煤平均价格在快速增加，低价电煤的比例下降到10％左右，要素价格对生产技术选择的作用才显现出来，发电煤耗急剧下降到343克左右。据此测算，相当于又发现了一个大同煤矿。即便如此，且前我国发电煤耗的平均水平超出德国和日本20世纪90年代末近1.1倍，价格的激励作用仍有待挖掘。
　　
　　五、结束语
　　
　　本文从增长路径、利益集团和规制者偏好三个层面，解释了煤炭和电力产业关系的长期扭曲。基于1980-2006年产业运行和政府规制的实证分析，初步验证了理论假设的合意性。当前，电煤关系又进入了一个敏感期，为抑制电煤过快上涨对电力产业的冲击，在通货膨胀高企的背景下，政府采取了直接限制涨幅这一计划手段，但实际效果还有待观察。一旦发生显著的效应，煤炭价格市场化的改革取向是否会被扭转?或进入“放－乱－调”的自我循环?或又被产业集团的利益取向所左右?按照本文的逻辑思路，在煤电关系扭曲的三个背景条件还未得到有效改观的条件下，短期的强制干预只会掩藏产业矛盾，并不能为未来改革路径的设计提供依据。不仅如此，随着中国成为煤炭的净进口国、上下游主垄断。以及主导企业纵向扩展等新情况的出现，煤电关系的走向就显得更为复杂或具有不确定性，需要在进行系统化研究和科学判断的基础上，审慎地做出改革模式或机制设计的选择。