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我国煤炭采掘量的60%左右用于发电，在全社会发电量中，燃煤发电占70%以上。在我国以煤炭为主的一次能源结构中，燃煤发电在今后一段时间内仍将占据重要地位。近年来，因电煤价格不断提高，在电价调整不到位的情况下，发电成本不断增加，使得燃煤发电企业出现亏损。“煤电之争”成为国家当前亟待解决的问题”[1-7]。燃煤发电在当前国际能源发展战略中仍然占据比较重要的地位，如美国，燃煤发电量占总发电量的一半左右[8-9]。然而，美国在电力市场化改革环境下，煤炭和电力行业发展均较平稳，美国是如何在维持经济平稳增长及保证企业利益前提下构建煤电关系的呢？基于中国电煤矛盾的表现形式和成因的分析，本文介绍并分析了美国的煤炭市场发展状况、燃煤发电产业的情况；借鉴其经验，结合国内煤炭工业和电力行业发展形势，针对我国煤电困局进行了一些思考。1中国电煤困局及其成因分析目前国内电煤困局主要表现为：①电煤价格过高。近几年来电煤价格上升幅度很大，致使发电成本大大提高，即使几次上调电价，发电企业仍然摆脱不了亏损的局面。②电煤供应紧张。由于电煤价格过高，煤、电双方在价格上难以达成一致，电煤合同签订率、履行率低。2009年的煤炭订货会以零订单结束，充分说明了这一问题。从表象上看，我国电煤困局是煤电价格未及时联动的问题，有的人据此认为，只要适时根据煤炭市场价格调整电价就能解决电煤矛盾，而现实并非如此。2004年以来，国家发改委根据国内煤电市场情况几次启动“煤电联动”，2004年2月下达供于建立煤电价格联动机制的意见和通(发改价格2004[2009]号)，2005年5月和2006年6月先后2次上调电价；2007年电煤价格已达到联动的要求，国家发改委又在局部地区进行上网和输电价格的调整；在2008年初电煤市场价格已大大超过联动规定范围的情形下，2008年7、8月份2次调高了火电上网电价和销售电价[10]，但电价的上调幅度远远弥补不了成本费用的增长。长此以往，造成煤、电价格轮番提高、煤电联动政策难以执行、发电企业成本剧增和经营不畅、政府监管失灵、煤电企业串谋等连锁问题。由此看来，煤电联动仅是解决煤电之争的过渡性举措。解决矛盾需要找到问题的根源。分析中国煤电困局应从中国煤炭资源的分布、煤炭企业的体制、电煤需求、煤电交易及其价格机制等因素入手。1.1我国煤炭资源地区分布不均我国煤炭资源总量较为丰富。据全国各地第3轮煤炭资源预测资料，预测全国垂深2000m以浅煤炭资源总量为5.57万亿t，其中新疆、内蒙古、山西、陕西、贵州、宁夏6省(区)占全国煤炭资源总量的87%，分别居全国的第1-6位。预测1000m以浅煤炭资源量为2.86万亿t，目前已累计查明约1.2万亿t，查明程度42%[1-3]。截至2005年底，全国煤炭保有资源量为10430亿t，其中山西、内蒙古、陕西、新疆、贵州、宁夏6省(区)占全国煤炭保有资源的81.2%，分别居全国的第1—6位”[1-3]。煤炭送端地区包括晋、陕、蒙、宁、新，受端地区包括京、津、冀、鲁、华东地区四省一市和华中地区东四省。由于煤炭消费布局与煤炭资源分布不协调，加上煤炭运输制约，主要用电区域的电煤供应紧张。1.2电煤市场机制不协调煤炭市场实行的是开放的市场机制。煤炭企业的改革和发展，是要进一步建立一个开放的煤炭市场，促进煤炭合理有效的经营和交易，形成较先进的调控体系。而电力行业仍由政府监管，发电上网电价和终端销售电价均由政府审批，由此形成“市场煤”和“计划电”的矛盾。由于这种体制矛盾的存在，发电企业不能充分发挥其作为煤炭市场中的主要市场主体应有的作用。1.3电煤需求激增助推煤炭价格和发电成本上升中国的一次能源以煤为主，燃煤发电在电力行业中占有重要地位。2005年全国发电量2.5万亿kW·h，其中燃煤发电量1.98万亿kW·h，发电和供热用煤11.26亿t(其中发电用煤10.19亿t，供热用煤1.07亿t)。预计到2050年，燃煤发电占总发电量的比重仍然在50%左右。近几年，中国经济迅速发展，用电量也不断增大，对电煤的需求不断增加，在市场机制条件下，发电燃煤需求的上升助推了电煤价格升高。从发电环节看，由于生产、运输等费用提高，电煤成本迅速提高，而电价未能及时、到位地得到调整，如2007年和2008年煤炭价格均达到了电力价格联动的条件，但2007年国家发改委仅在局部地区调整了电价，2008年煤炭价格高涨，才在年中的7月和8月2次调整电价，一度造成发电企业发电就亏损的局面，煤、电价格矛盾进一步激化。1.4煤电市场交易结构与价格机制存在矛盾2002年前，我国长期执行煤、电供销计划模式。由于小煤窑的煤炭价格远低于大煤矿煤炭价格，在合同履行中，发电企业与大煤矿的煤炭供销合同无法按合同计划完成，而与小煤窑的煤炭供应合同常突破合同计划，形成了分散的煤炭企业与大型发电企业博弈的格局，煤炭企业长期安全投入不足、设备改造不足，全系统处于亏损状态。从2002年开始，国家逐步放开煤炭价格，改革之初还配套核定电煤的铁路运输计划；2005年以后，煤炭销售和铁路运输完全放开，煤炭企业开始以合同为主自主交易并确定铁路运量。电力体制改革实现了厂网分开，促成了多家电厂对多家煤矿的市场格局。此后，煤炭的供应无法适应全国发电装机快速增长的需要，煤炭企业在电煤价格、涨价幅度、涨价手段等趋于一致，逐步形成了联合涨价、支配市场的约定性垄断。在煤炭订货会(合同汇总会)上，不论原中长期合同价格高低，煤炭企业均要求涨价，要求价格上涨幅度有的甚至超过20%。中长期合同履约率大打折扣。在2003年的煤炭订货会上，合同签订率完成了计划的90%，而执行率却只有30%。2004年的煤炭订货会，合同签订率不到一半，执行率更低。2009年的全国煤炭订货会上煤电企业双方无法协商确定价格，以零合同收场。尽管国家先后出台了几次煤电联动政策，但煤、电企业间的矛盾还是很大。2美国煤电市场与电煤交易美国煤炭储量丰富，可采储量约占世界可采储量的27%，2006年煤炭产量为10.5亿t，消耗量为10.1亿，，其中92%的煤炭用于发电。2006年，美国装机容量为9.88亿kW，其中燃煤机组装机容量为3.14亿kW，约占31.8%。当年发电量为40530亿kW·h，其中燃煤发电机组发电量为19872亿kW·h，约占49%[11-12]。通过调研可知，美国在20世纪70年代经历过与我国煤电市场类似的“煤电之争”。最初电煤市场均有长期合同来保证煤炭企业的效益，而在1973—1978年，随着石油、天然气的提价，煤炭价格也随之上涨，尤其是以合同形式供应的煤炭和实时交易的煤炭的价格上涨更甚，许多煤炭企业纷纷毁约而将大量煤炭投入到零售市场，以获取更大利润，这加剧了煤、电企业间的矛盾。美国发电用煤主要来自国内，其煤炭储藏量充裕；运输业发达，没有煤炭运输瓶颈；煤炭行业和电力行业均高度市场化。美国通过稳定国内煤炭市场供应和价格，控制了电价的大幅波动。在经济发展周期的不同阶段中，美国煤电市场和电价基本保持稳定。从经历电煤之争，到目前电煤市场平稳，期间重要的措施是：在电煤之争之后，电力集团实施“煤电一体化”战略，大力兴建坑口电厂，美国建立了开放公平竞争的煤炭市场，煤炭和电力行业均实行市场化改革。这一系列措施逐步改善了煤、电企业之间的关系。2.1美国煤电市场结构较为合理的煤电市场结构曾经是美国解决电煤之争的一项重要措施。美国煤炭产业高度市场化，煤炭企业向规模化、集中化发展。美国在煤炭工业市场化进程中积极实行优胜劣汰机制，对效益不佳的煤炭企业实行破产或兼并，到20世纪80、90年代，美国的煤矿数量大大减少。电力企业改革与煤炭工业发展同步。美国自20世纪70年代开始对电力产业放松管制，引入竞争，打破垄断，形成了跨州的电力市场，发电企业成为电力市场的重要主体。与此同时，煤炭产业也加快了调整步伐，煤炭企业和发电企业的交易通过市场完成，形成了规范化的市场调控机制，煤、电行业也出现了新型的合作方式，例如战略联盟、“煤电联合”和“能源互换”等形式。2.2美国煤炭交易较为合理的煤电市场结构和有效的电煤交易机制促进了美国煤炭市场的稳定发展，丰富的交易品种为提高煤炭交易的效率创造了条件。2.2.1有效的电煤交易机制为了保证煤炭市场的平稳运行，美国制定了标准的煤炭交易合同，供需双方只有签订标准的煤炭交易合同才能进行交易。在交易时，供需双方必须遵守管理规定，煤炭交易市场还会对参加交易的企业进行信用等级评定。美国还建有完善的煤炭期货市场，并实施了一种特殊的交易安排，即“优先回购权”，例如，A发电企业购买了某煤矿的期货煤，一定条件下它又可以把期货煤卖给另一家急需煤炭的发电企业B，但有一个附加条件：一旦A发电厂缺煤，A有优先回购权，即A把卖给B的煤炭以略高的价格购买回来。这些对稳定煤炭市场价格、提高电煤交易效率、保证发电企业煤炭供应很有成效。2.2.2多种可供选择的煤炭交易品种根据合同周期的不同，可将美国煤炭市场的煤炭交易分为不同的品种，包括现货市场的交易、短期合同和长期合同交易。(1)现货市场。在美国某些地区内存在大量煤炭供应商，有不同质量的煤炭供应可供选择，灵活性相当高，且有大量电力公司购买煤炭，电力公司在订购煤炭的同时确定运输工具和计划，并与铁路方面和船舶公司制定各种运输协议。对于某些电厂(主要是位于美国东部的一些老电厂)来说，开展煤炭现货市场交易是一种经济的选择。通常，开展现货交易，需要签署不超过1年的煤炭供应合同，通过现货交易的单个合同采购的煤炭量通常较小。在现货市场交易中，现货交易的比例每年都不一样；不同区域有不同的煤炭量交易，在东部地区，煤炭现货市场交易占所有交易的绝对多数，而在西部地区基本上不存在煤炭的现货市场交易[13-18]。(2)短期合同市场。在美国的某些地区范围内存在一定量煤炭供应商，煤炭供应弹性较高，交易时有多种选择，多个电力公司可选择性地购买煤炭，铁路运输存在2种及以上的不同路径，这种情况下，煤、电企业一般采取短期合同交易[13-18]。对于某些电厂(主要是位于美国东部的一些老电厂)来说，超过1年或2年的煤炭短期合同交易与现货市场的煤炭交易在交易形式、交易实现及价格等方面差别甚微，开展短期合同交易也是经济的。(3)长期合同市场。若电厂只能从1个或2个特定的煤矿获得煤炭供应，并依赖1条或者2条铁路运输煤炭，一般采取长期合同交易[13-18]。在某一地区，短期内来自其他煤矿的煤炭非常有限，发电企业和煤炭企业之间一般签订超过5年的长期供货合同，以控制煤炭价格变动，减少价格风险。Joskow的研究[13]表明，发电企业大约60%的煤炭供应通过5年以上的相对长期的合同来保证。多种可供选择的交易产品对稳定煤炭的供应和市场价格、缓解电煤矛盾产生了重要作用。电力行业引入竞争以后，发电企业为了规避风险，在煤炭供应区、供应商、运输商的选择上采取了多元化的战略。同时为了减少库存、缩短合同期限，增加现货市场的煤炭采购，煤炭企业也采取了多元化的战略：扩大销售地点、对顾客实行多元化、不再依附于特定电厂、利用出口调节煤炭市场供应、采用多元化价格等[8,13,19,20]。2.3煤电一体化在电厂只从1或2个相邻煤矿获得所有煤炭的供应、煤矿与电厂共存的情况下，依赖唯一的铁路线路运输煤炭或几乎无运输问题，一般会采取煤电一体化运营机制[13-18]。其中，坑口电厂采用煤电一体化运营方式较多，否则需要签订一些附加合同来缓解由长期合同产生的煤炭供需间的矛盾。煤电一体化是美国西部煤矿广泛采用的一种运营机制。煤电一体化可保证煤炭企业有计划地组织生产，并可促使投资得到有效利用[21]。发电厂通过加强与煤矿的协调，利用先进技术提高煤炭产量和质量，制定开采规划等，还能更好地满足电厂对煤炭的需求，有利于降低发电成本，提高企业效益[13,22]。2.4建设坑口电厂建设坑口电厂的好处是：能最大限度降低燃料运输成本；煤矿生产的煤炭就近供应坑口电厂，坑口电厂的煤炭供应有保证。坑口电厂发出的电能通过大容量输电线路输往人口密集的负荷中心。在良好的煤炭市场环境下，坑口电厂运行经济效果很好。20世纪90年代中期，由于受