煤电产业的纵向一体化运营现状

3.3.2　煤电产业的纵向一体化运营现状

煤电纵向一体化指产业链上下游的煤炭企业与发电厂实现了有机衔接，以减少中间环节交易成本的经营方式。煤电一体化在国际上已有相当长的历史，既有成功的范例，也有失败的教训。目前，世界上许多国家的能源性企业集团都是囊括煤炭、电厂、铁路、港口等产业的一体化企业。在发达国家，煤炭产业的生存和发展可分为两种模式：一是专业化公司，煤矿之间的兼并组成大企业集团，向用户提供煤炭产品并大量出口，这种类型适用于开采条件好、铁路运输距离短、用船舶运输出口，或距离国内用户较近的煤炭企业。比较典型的国家有澳大利亚、印尼及南非；第二种是和下游产业结合，组建一个完整的产业链，如煤电、煤化工、煤冶金联营。这种模式的特点是实现资源共享，减少税收环节，通过降低成本、提高终端产品的附加值占有更广阔的市场空间。目前大多数发达国家均采用这种模式。

一、煤电一体化的三种组织类型

从相互进入角度来划分，煤电一体化可以采用三种运作模式：一是煤炭企业进入电力产业的前向一体化；二是电力企业进入煤炭产业的后向一体化；三是同时开发煤电一体化项目。

（1）煤炭企业前向一体化。即煤炭企业通过前向一体化进入下游电力产业，既可以采取投资兴建坑口电厂的方式，也可以采取收购已有电厂的方式。此时，电煤为一体化企业的中间产品而不是商品，减少了电煤交易成本。煤炭企业建设坑口电厂，可以实现在产煤区进行能源加工，就近把煤炭转化为二次能源——电力，这是提高煤炭产品附加值的重要途径。在中国，煤炭企业前向一体化自开滦煤矿开办坑口电厂以来已有80多年历史。改革开放以来，在国家政策鼓励下，不少老矿区为了扭亏为盈，先后办起了一批小电厂，至今已有80多座（见表3.16），但多数是自发自用的小火电机组，较少参与电力市场竞争。这与当时煤炭企业普遍实力较弱、难以投资于大型高效电厂有关。因此，这还不能说是现代意义上的煤电一体化。目前，我国只有两家煤炭企业——大屯煤电公司和神华集团——属于这种类型，其中大屯煤电公司发电主要为自用，而神华模式具有很强的特殊性，难以大规模推广。

表3.16　我国煤矿自有电厂统计

资料来源：根据《中国电力与煤炭》，第399—446页内容整理。

大屯煤电公司是在1969年国家计划会议上，经周恩来总理批准由上海投资建设的国有独资大型企业，上海市政府对大屯煤电公司的投资近5亿元，是我国首家实施“煤矿、电厂、自营铁路统一设计、统一规划、统一建设”方针的煤炭企业。大屯煤电公司1970年开始建设，1972年大屯发电厂全部建成发电，1976年自营铁路和两个矿井投产（运）。这种经营模式从一开始就显示出其独特的优势，无论是计划经济时代还是煤炭市场急剧变化的今天，大屯公司始终保持盈利。

神华集团是由国家投资、按照现代企业制度组建的国有独资公司。公司负责开发的“神华工程”是一个跨地区、跨产业的特大型项目，在中国能源、交通建设乃至整个国民经济发展中都占有重要位置，被列入《国民经济和社会发展“九五”计划和2010年远景目标纲要》的重点建设项目。

神华工程以神府东胜煤田开发为基础，包括与之配套的包（头）神（木）铁路、神（木）朔（州）铁路、朔（州）黄（骅）铁路、电力电信、黄骅港和相应规模的航运船队。按照国家规划，神华工程分三期建设：一、二期煤矿建设规模3000万吨/年，同步建设172公里的包神铁路及269公里的神朔铁路；三期煤矿建设规模达6000万吨/年，同步建设599公里的朔黄铁路和3000万吨/年专用煤港——黄骅港，以及建设发电厂和相应规模的航运船队。

神华集团公司成立于1995年，实施矿、路、电、港、航一体化开发，产运销一条龙经营，以及跨地区、跨行业、多元化经营，是中国以煤炭为基础的重要国有骨干能源企业。煤炭作为主导产品，其生产与销售连续多年实现了每年1000万吨以上的高速增长，2003年煤炭产量已经超过1亿吨。用煤炭发电是煤炭清洁转化的重要手段之一，这已经成为公司继续保持高速发展的重要支柱。神华集团已经运营的全资及控股电厂装机容量为476万kW，在建电厂规模360万kW，且有多家电厂获得了NOSA认证。神华公司自备厂的建设，为其煤炭生产提供了稳定的市场和发展空间。

（2）电力企业后向一体化。发电企业后向一体化进入上游煤炭产业，既可以采取内生式扩张的方式投资经营坑口煤矿，也可以采取收购附近的煤炭企业的方式，自产煤炭并自用，煤炭作为中间产品而不是最终商品，这可以大大减少电煤购买成本，规避电煤价格波动带来的风险。长期以来，由于我国煤炭和电力产业实行严格的条块管理，大型煤矿开发只能由煤炭企业承担，电力企业（以及其他社会投资，除乡镇小煤矿外）不能投资开发煤矿。政府对两个产业相互进入的限制使得我国至今也没有电办煤一体化企业的存在。然而，近几年，伴随着“电荒”出现的是煤炭价格飞涨，发电集团为了确保电煤的可靠供应，五大发电集团都在积极与相关煤炭企业合作商谈或签订参投经营协议。这在我国缺煤、同时又是高负荷中心地区（如华东、华北）可以极大地缓解运输瓶颈问题。

（3）煤电企业或政府投资开发一体化项目。煤电企业合作投资或政府投资成立一体化煤电企业，同时开发煤矿和坑口电厂，其生产的煤炭主要作为中间产品用于发电，最终产品为电能。然而，在我国现行能源管理体制下，社会投资大型煤矿受到限制，因此，除了1980年代初原能源部报经国务院批准成立的内蒙古东部地区伊敏煤电联营项目外，至今尚无成功案例。

伊敏华能电煤电有限责任公司是国家批准的国内第一家煤电联营一体化的大型能源企业。该公司地处内蒙古，自然资源得天独厚，储藏着丰富的低磷、低硫优质褐煤。根据国家批准的规划，伊敏煤电公司总规划装机容量为400万kW，煤矿的年生产能力为2000万吨。其中，一期工程安装了两台50万kW超临界机组，建设了与之相配套的年产500万吨的露天矿。这两台机组已分别于1998年11月9日和1999年9月14日投入生产。伊敏电厂以两回500kV线路送电至齐齐哈尔的冯屯，再以一回500kV线路送到哈尔滨，同时以多回220kV线路送至大庆等负荷中心。

从伊敏项目看，煤电一体化的优势有三点：一是实现了煤电生产紧密衔接，就地将一次能源转化为二次能源，变输煤为输电，经济效益远远高于输煤；二是实现了煤矿与电厂优势互补，露天矿生产出的煤经3.2公里输煤皮带走廊直接送到电厂，煤矿排出的疏干水经4.8公里管路直接送给电厂作循环水；电厂排出的灰渣通过5.3公里除灰走廊与采煤时剥离出的土一起回填露天矿采填区。这种水、煤、灰之间的循环利用，既保持了周围环境，又有利于生态平衡，符合国家能源发展政策；三是减少了重复投资，如共用水资源、不用另建灰场，其他设施统一建设，这可以大大降低运营成本。据原能源部对《伊敏煤电联营总体设计》的审查和中国国际咨询公司的评估表明，一体化建设比分开建设可节约投资6.7％左右，运营成本可降低10％左右。

近年来，政府也认识到煤电一体化运营是解决煤电之间众多问题的有效方式，越来越多的煤电一体化项目开始运作。

由山西焦煤集团公司控股的山西西山煤电股份公司和山西省电力公司合作建设的全国最大的燃用洗中煤坑口电厂——山西古交发电厂已于2002年10月正式开工，这也是山西省第一个投入运营的大型煤电联营项目。电厂规模为4座30万kW机组，分两期建设。其中一期工程为2台30万千瓦发电机组，总投资26亿多元，采用了半干法烟气脱硫、直接空冷、发电机双水内冷、中水复用等多项新技术，脱硫率在93％以上，除尘率在99.57％以上，同时比常规机组节水70％以上。山西省还计划在近期新增装机容量1080万kW，直接耗煤2000万吨，这会进一步改变山西省的输煤与输电比重，使山西的煤炭资源优势转化为电力优势。

2003年6月，华能集团与中煤集团签订了长期战略合作框架协议，双方将在国内外合作建设煤炭生产基地，在沿海地区合作建立煤炭集散地，在中煤集团所属矿区合作建设大型坑口电厂等，实现煤电联营，互惠发展。

2004年5月19日，中国大唐集团公司与陕西煤业集团公司正式建立战略合作伙伴关系。这是全国第一个国家级电力集团与省域煤炭集团合作开发能源的案例。大唐集团公司与陕西煤业集团公司经协商确定，重点在三个方面进行合作：首先，在现有煤炭贸易合作的基础上，本着互惠互利的原则，扩大煤炭供应规模，优先安排大唐集团公司所属电厂的发电用煤，对新增的煤炭需求优先满足供应。其次，充分发挥各自优势，联合开发煤电一体化项目。再次，加强煤炭资源的深度开发、利用和转化的合作，共同投资兴建新的煤电、煤化工联营项目等。

2005年10月，四川煤炭产业集团与华电集团签订战略合作协议^[27]，双方决定以全新的机制和体制共同开发建设川南矿区。根据协议，双方将开展战略合作，积极争取和推进在川开发煤电联营项目：以华电集团控股、川煤集团参股开发火电项目；以川煤集团控股、华电集团参股开发煤炭项目。双方将对川南矿区大部分大、中型矿井进行规模化、集约化开发和生产经营合作，最终形成年产超过1000万吨煤炭的生产能力。

中国电力投资集团、内蒙古电力集团股份有限公司和霍林河煤业集团有限责任公司共同出资组建了“中电投霍林河煤电公司”，准备与辽宁阜新矿业集团共同开发锡盟另一特大型煤田——白音华煤田。白音华煤田公司除开发煤炭外，还将建设6台60万千瓦机组的坑口电厂，修建白音华至大板192公里的铁路。

从以上三种煤电一体化安排的实践来看，煤电企业之间合作或与政府合作共同开发煤炭资源并建设电厂的情况较为多见，而通过收购煤炭企业或电力企业方式相互进入的情况几乎没有。这在某种程度上反映了政府能源管理体制的延续以及政策导向的影响。

二、煤电纵向一体化运营的所需条件

在我国，实现煤电一体化经营需要具备相当多的条件，包括政策、管理体制、煤炭资源赋存条件等等。

（1）政府政策因素对煤电一体化起着限制作用。当前，我国煤、电两个产业内部都基本形成了多方投资的格局。特别是电力产业，多家办电源、一家管电网的局面已经形成。而且通过深化电力体制改革，发电资产与电网资产分开，形成了十余家大型发电集团、数十家小型发电公司以及众多独立发电厂的格局。另一端，煤炭产业也从1998年起进行重大改革，原中央管理的煤炭企业全部下放到地方管理。当时由于煤炭供过于求，政府一直实行关停小煤窑和压井限产政策，开放煤矿投资市场尚未得到真正落实。

然而，在两个产业之间的相互进入问题上，政府长期以来采取了只允许煤炭办电、不允许电厂办煤的政策。这种对两个产业不对称的准入政策无法实现公平竞争的格局。其实，早在1980年代，政府为了推进横向经济联合，就出台了相应的税收扶持政策。原能源部时期也有相应的政策，即凡是实行统一核算的煤电联营企业，按财政部［86］财税字第078号《财政部关于促进横向经济联合若干税收问题的暂行办法》的规定交纳产品税，即联营企业发电所用的煤炭及煤炭生产所用的电力以及内部各单位之间相互提供的产品，不再交纳产品税，只对联营后对外销售的产品征收产品税，产品税的税率按联营前各单位交纳的税额占对外销售额的比例进行换算确定。煤电联营企业作为法人，享受国家规定的企业应享受的一切权利。煤电联营企业同电网之间是售电关系，并严格服从电网的统一调度。然而，遗憾的是，整个能源管理体制不理顺，任何单一政策都难以奏效。

（2）能源管理体制问题。我国政府对能源产业的管理缺乏全面统一的战略规划，现行能源管理职能也分散在各个部门。例如，电力企业有发改委、国资委两个主管部门，其他相关管理职能还分散在国土资源部、物价局等部门。煤炭企业的情况也类似。如果煤电企业基于私人激励实现了一体化经营，那么很可能出现的状况是，一家企业由多个“婆婆”来管。例如，煤炭企业的坑口电厂归属于煤炭部门管理，而其电力上网和上网价格等方面则受到电力部门管理，因此必然受到电网公司的歧视。这导致煤炭企业办电一般只能自用，很难上网参与竞争。即使上网也没有竞争力，因为煤炭企业的电厂往往作为一个车间参与整个企业的统一核算，人员多、效率低，发电成本居高不下，而电网垄断又使得煤炭企业发出的电是低价贱卖和高价购买，否则不让入网。

（3）实行煤电一体化运营需要具备一定的技术条件。这包括：①位置选择必须要有储量丰富的煤炭资源且适于开采，煤矿开采成本较低；②必须要有足够的水资源并且地质条件较好，适于建设坑口电厂；③坑口电厂和煤矿应该相距很近，电厂用煤可以用胶带输送机或矿区铁路运进，不占用煤炭外运能力。显然这三个条件都与特定区位条件有关。

根据煤炭资源、水资源以及矿区环境等方面的条件，我国可以建设煤电一体化项目的区域集中在内蒙古伊敏地区、西部和东四盟；甘肃平凉、靖远；宁夏大坝；新疆乌鲁木齐、新厂；山西宝德；陕西府谷；河北蔚县；云南昭通；贵州织金等地，基本上都在我国西部与西南，总规模可达4500万—5000万kW。

我国褐煤资源丰富，赋存集中，在内蒙古东部四个盟市和云南昭通地区集中了全国3/4以上的褐煤储量，都接近主要缺煤地区，且开采条件好，适于大型露天开采。褐煤不宜远运，应当就地转化，这为煤电一体化提供了先决条件，可作为东北、四川等缺煤地区的重要供电来源。

此外，在三种形式的煤电纵向一体化安排中，还要考虑输煤与输电哪种方式更经济的问题。煤电一体化项目的最终产品为电能，其价格为送达负荷中心的落网电价；非煤电一体化企业要通过输送煤炭到负荷中心的路口和港口电厂，其价格为上网电价。从成本上看，输电比输煤更经济。

然而，以上三种模式中，无论哪一种模式都需要政府的指导甚至参与。大型煤炭企业和发电企业的国有性质使得它们之间的联合与兼并完全依靠发育不完全的市场是无法达到最优配置的。政府应制定相关政策以促进联合与兼并。

目前，政府实施对煤电一体化的鼓励政策：一是鼓励大型煤炭基地的坑口电站建设；二是鼓励各类电力企业和煤炭企业通过资产重组、联合、兼并等多种形式，组建大型煤电联营企业或集团，充分利用煤炭能源和电力能源，就地就近发展相关用煤和用电优势产业，实现煤、电和下游产品与经济、环境的协调发展；三是鼓励煤炭企业与电力企业签订中长期供货合同，实现煤炭直接供应，减少中间环节，稳定煤炭供货渠道与价格，降低社会交易成本；四是建立新的煤电投资机制，鼓励煤炭企业利用煤炭资源优势主动投资电力行业，鼓励电力行业投资和兼并、购买煤矿。可以看出，政府的政策导向是明确的，一些具体措施也更有利于煤电一体化运营。例如，2004年11月30日，发改委能源局披露^[28]，国家将建设神东、晋北、晋东、蒙东（东北）、云贵、河南、鲁西、晋中、两淮、黄陇（华亭）、冀中、宁东、陕北等13个大型煤炭基地，并将其纳入《能源中长期发展规划纲要》及《煤炭工业中长期发展规划》，作为煤炭工业规划和建设的核心。与以往不同的是，这些大型煤炭基地不是只建设传统的单一煤炭基地，而是要建成煤炭生产和调出基地、电力供应基地、煤化工基地和煤炭综合利用基地。在整个区域内综合开发利用煤炭资源，实现上下游联营和集聚。

【注释】

[1]经济开采储量是指经过勘探可供建井，并且扣除了回采损失及经济上无利和难以开采出来的储量后，实际上能开采并加以利用的储量。

[2]数据来自中国矿业联合会，2005年4月11日。

[3]资料来源：中国神华能源股份有限公司网站，http://www.shenhuagroup.com.cn。

[4]参见郭云涛：《中国煤炭中长期供需分析与预测》，《中国煤炭》，2004年10月。

[5]资料来源：中国神华能源股份有限公司2005年第三季度主要运营数据，http://www.csec.com。

[6]张雷：《矿产资源开发与国家工业化》，商务印书馆，2004年4月，第314—315页。转引自于立和刘劲松（2005）。

[7]例如，据2004年3月29日的《中国经济时报》报道，因铁路运力不足，山东东部地区部分以山西煤炭为主要燃料的电厂缺煤停机。

[8]参见纪成君：《中国煤炭产业组织研究》，辽宁工程技术大学博士论文，2004年，第68—69页。

[9]长期以来，我国能源产业政策是“以煤养电”的格局，计划煤与市场煤价格双轨制就是这一政策的体现。

[10]如没有特别指出，本书的电力企业均指燃煤发电企业。

[11]参见阙光辉（2003）。

[12]资料来源：国家电力监管委员会网站，http://www.serc.gov.cn/opencms/export/serc/government/index.html。

[13]同上。

[14]煤电价格联动的电力企业自行消化30％煤炭上涨成本的规定虽然能够在一定程度上激励电力企业降低成本，但作用如何有待进一步研究。

[15]参见萨莉·亨特：《电力市场竞争》，2004年10月，第59页。

[16]见萨莉·亨特（2004，pp.35－49）。

[17]1978年，美国颁布的《公共事业管制政策法》（PURPA）的主要立法目的是推广环保的小电源项目，即独立发电商，这也给垂直一体化的电力公司带来冲击。该法律要求公共电力公司必须按其可避免成本（指电力公司不建电厂而避免的成本）从某种类型的独立发电商处购电。随后，各州都允许或鼓励电力公司保留与独立发电商签订的电厂生命周期合同，以得到最低成本的电力。目前，独立发电商已经成为美国电力产业中相当大的一股力量，是技术革新的源泉。截至1992年，独立发电商新建发电厂已经占美国新装机容量的60％（亨特，2004，pp.234—235）。

[18]自1998年美国很多州开始零售准入以来，独立零售商便开始进入市场。他们将电力卖给最终用户。实际上所有的电力公司也都成立了不受管制的零售子公司，而且许多其他类型的民营公司也进入这个市场。但截至2000年，美国非电力公司所属的零售商也只为3％的最终用户服务。

[19]数据来源：华能国际联合调研课题组，http://media.stock.163.com/f/13/600011.htm。

[20]中电新闻网，2005年6月2日。

[21]《电力将大量过剩，电力企业面临生死抉择？》，《中国经济时报》，2004年11月22日。

[22]参见叶泽（2004）。

[23]慧聪网，2005年1月4日，http://www.hc360.com。

[24]参见于良春和杜琼（2005）。

[25]中南规划区包括河南、湖南、湖北、广东、广西以及海南六个省。

[26]数据来源：《中国电力与煤炭》，第541页、第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步性。

[27]参见2005年10月24日，四川新闻网—成都商报。

[28]2004年12月2日，第一财经日报，http://finance.sina.com.cn。