重构煤电产业链对策.docx

1、重构煤电产业链对策重构煤电产业链对策煤电矛盾不仅是个实践问题，也是一个理论问题。华中电监局叶春博士从理论上对煤电矛盾进行了初步的分析尝试。作为产业链的上、下游，煤和电的矛盾一直存在。只是在高度集中的计划经济体制下，煤炭企业和电力企业均是严格按照计划性指令生产经营，实际上是一个企业，煤电产业链被内部化，煤电之间的矛盾也是通过内部行政手段予以协调。随着煤炭产业和电力产业市场化改革的逐步推进，煤、电矛盾逐渐显现。业界多数归因于市场化改革的不彻底，并直指价格机制。实际上，即便是市场化高度发达的美国等西方国家，仍然存在煤电矛盾，可见“煤电矛盾是我国计划经济体制遗留下来的一大典型矛盾”之说偏颇。目前，理论

2、界主要从产业经济学的角度分析煤电关系，管制者也习惯从价格上考虑和解决煤电问题。于是，2004年以来，管制者频繁出台试图解决煤电矛盾的各种政策，多局限于理顺价格机制。然而，从实际执行情况看，效果并不理想，没有从根本上解决煤电问题，并相继陷入了困境。因此，应结合中国国情，以更广阔的视角分析煤电问题，以综合手段解决煤电矛盾。本文认为，应将煤炭产业和电力产业纳入产业链中统筹考虑，一是构建完整的煤电产业链；二是理顺煤电产业链市场运作机制，让产业链真正按照市场化运作；三是转变管制者角色。管制者应放弃在产业链某个环节“堵截”价格的计划干预手段，取而代之的是在市场机制不能发挥作用的环节，运用税收、补贴、信息公

3、开等市场化的手段，“疏导”价格传导机制，通过价格杠杆实现调控整个产业链的目标。一、煤电问题研究及其局限性国内外学者关于煤电问题的研究虽然很多，但基本上都是从某个视角，对某个问题，运用单一的方法和手段进行研究的，必然有一定的局限性。理论与现实的脱节严重削弱了其对经济现实的解释能力和对管制政策的指导意义。（一）研究视角不够宽广。一般局限于煤炭市场或电力市场，即使从煤电产业链的视角，也仅局限于纵向关系安排，人为的割裂了煤炭市场和电力市场的关联性，没有从煤电产业链的角度进行综合、全面考虑。一是对煤、电纵向关联市场之间存在的外部性未予以足够的重视，这使得管制者在对其中的某一市场进行管制时，往往忽视了这种

4、管制对纵向关联的另一市场所产生的影响；二是对于市场绩效和管制效应的评价是建立在单一市场效率基准上的，并未真正将煤电产业链作为一个整体进行研究。（二）研究内容过于狭窄，仅对煤电价格机制进行了研究，就价格论价格。实际上，价格问题只是煤电产业链的显性问题之一，其实质是交易资金问题，除此以外，还涉及到煤电的物流问题，以及交易信息畅通等。（三）研究方法过于单一，仅运用产业经济学的理论和方法。其实煤电问题不仅是产业组织的问题，也涉及到现代管理学、管制经济学和信息经济学等学科，必须进行跨学科的研究才能全面分析和解决煤电问题。（四）研究对策可行性较差。绝大多数学者认为，煤电矛盾的症结在于煤电价格形成机制不同，

5、即“市场煤”与“计划电”的纵向价格双轨制。很多学者提出的对策是实行煤电纵向一体化，这明显忽视了煤、电市场已经形成的现实，更回避了产业链各环节纵向分离的发展趋势。或者简单的提出通过签订长期合同来解决，而此仅是治标没有治本，仅解决了静态问题没有解决动态问题。因为煤、电的市场环境是不断变化的，其供求形势、交易关系都是动态的。二、现有煤电治理模式、措施及其困境我国已经实行或正在推行的煤电治理模式和措施主要有煤电订货会、煤电联动、煤电一体化、长期合同等。（一）煤电订货会始于1965年的全国煤炭订货会是我国最大的物质分配订货会议，电煤是其中最大的交易。在计划经济体制下，煤炭订货会能够发挥也发挥了积极而重要

6、的作用。1993年以后，煤炭企业走向了市场，而电力价格依然由管制者定价。“市场煤”和“计划电”的价格机制造成煤、电行业在价格上难以协调同步，彼此纷争不已。及至2005年，煤炭订货会上签订的电煤合同已很少，即使签订了也是“有量无价”，根本无法执行。2006年煤炭订货会更名为全国煤炭产运需衔接合同汇总会议，这标志着运行数十年的煤炭订货会宣告终结。煤炭产运需衔接会主要是根据合同汇总情况安排运力，与煤炭订货会以谈价格为主已是两码事，价格问题转由2005年5月出台的煤电价格联动机制解决。2005年之前的近十年中，煤炭订货会成为我国唯一保留下来的计划经济条件下的大规模订货模式，其实，它和市场的脱节和不适应

7、性早已显现，并越来越明显，直至走入困境。其主要原因是，通过管制者下达电煤指标，确定煤电价格的计划经济手段，使得煤炭企业和电力企业都存在很强的机会主义动机。在煤炭市场价格低时，电力企业不执行计划，直接到市场进行采购；煤炭市场价格高时，煤炭企业不执行计划，导致电厂缺煤，在“电荒”的压力下管制者不得不增加电煤指标，相对压低电煤价格。同时，计划式的订货会主要是解决煤炭企业和电力企业的电煤价格分歧，忽视了运力问题，“合同汇总会”虽然把运力问题提到议事日程，但也仅局限于计划协调，没有建立相应的市场机制。运力问题仍是瓶颈，铁路煤炭运输综合能力不足，难以满足流通运输需求，特别是在北煤南运、西煤东运过程中，存在

8、过多的流通环节，而自2007年开始将铁路煤炭运力衔接下放到各路局，国家不再将运力分解到具体煤矿和用户，割裂了各运输环节，加大了协调的难度。由于运力资源的稀缺性，在“合同汇总会”上，很多企业在上报合同总量的过程中，纷纷故意虚报、夸大合同量，这导致合同录入量大大超过国家计划纳入跨省区的产运需衔接量，由此导致“煤电之争”蔓延至“运力之争”。（二）煤电价格联动煤电价格联动机制是在2005年煤炭订货会几近流产的情况下推出的。该机制虽然有利于缓解眼前的煤电价格矛盾，反映了煤炭资源的稀缺性，把能源市场的供求关系传导给下游的生产者和消费者，提高了效率，节约了能源。一方面，规定发电企业必须消化三成的煤炭上涨价格

9、，这迫使发电企业提高管理效率、推广使用提高效能或节能的生产技术；另一方面，工业企业作为终端电力用户，将承担更多的煤炭上涨价格，促使工业部门整体效率提高，部分高耗能、低效率企业将退出市场，这对于我国调整产业结构，走新型工业化道路无疑是有益的。但煤电价格联动机制仍然具有浓厚的行政色彩，没有从根本上解决发电企业的困境和煤电之争的深层次问题，而且电价的联动上涨，将使占我国电力消费量约75%的工业部门承受大部分新增的经济负担，这种负担又通过提高工业产品价格转嫁给消费者，引发全社会物价轮番上涨，如果控制不好，最终导致成本推动型的通货膨胀。适逢2007年以来，物价指数一直居高不下，因此，煤电联动机制仅实施两

10、次便走入困境。此外，煤电价格联动也为煤炭企业和发电企业合谋抬高电价提供了机会，近几年签订的电煤合同只有数量没有价格就是一个例子。事实上，电力根本不可能跟着煤炭无限制地涨价，世界各国销售电价基本上都是管制的。管制者应该站在更高的层面处理煤、电矛盾，因为煤炭价格的形成靠市场，而电力价格控制在国家。如果不将电价的形成机制与电煤价的形成机制统一起来考虑，只是严控电力这个“出口”却不管电煤这个“进口”，煤电联动必然难有作为。煤电价格联动不是缓解煤电矛盾的根本措施，更不是电力体制改革的方向。煤电矛盾只是电力体制改革矛盾的转移。作为利益主体的电网要求压低发电企业的上网电价，发电企业不得不将此压力转移至燃料成

11、本方面，最终导致煤电矛盾的激化。而且煤电联动方案的出发点是缩小计划与市场煤价的差异，因此，区域不同，价格基数应当不一样，而目前的价格联动方案没有针对具体情况区别对待。（三）煤电一体化煤电价格联动机制僵持不下，管制者转而推行煤电一体化政策。实质上，煤电一体化是将煤电问题内部化了，与计划经济的煤电管理方式有一定的相似性。只不过在高度集中的计划经济体制下，整个能源产业就是一个大企业，煤炭企业和电力企业均是严格按照计划性指令生产经营，煤电之间的矛盾由行业主管部门通过行政手段予以协调。而煤电一体化是将煤电问题内部化到大的能源集团，通过企业集团内部的行政手段协调煤电问题。尽管煤电一体化可以在一定的程度上化

12、解煤电问题，但也有一定的弊端。一是煤炭开采和发电都属于沉淀类投资，资金需求大，在发电企业资产负债已经很高的情况下，再投资开采煤矿，无疑使资金面更加紧张。如果资金链断裂，多为庞大的国企，必将对国家经济造成不良影响。二是纵向一体化可能使某一生产阶段的运营达不到规模经济的要求，从而增加生产成本。纵向一体化后，企业的组织体系和管理制度都要相应的调整，增加了管理成本。三是不利于提升发电企业的核心竞争力。对不确定的市场需求做出快速反应，市场交易可能更有优势。由于行业技术壁垒的限制，降低了一体化企业经营的灵活性。四是企业经营风险增大。一方面电煤占煤炭总量的50%以上，而且有逐步增加的趋势（世界上工业化国家绝

13、大多数都把他们生产的煤用来发电，1999年美国发电用煤已占煤炭总消费量的90.5%，OECD国家也达到80.4%）；另一方面煤电企业装机容量的90%以上。因此，煤电和电力的市场需求关联性非常密切，一旦电力富余，必然导致电煤的需求的同步下降，对煤电一体化企业而言，市场风险非常大。纵向一体化带有一种复合风险，即在任何一个生产阶段上出现问题时都会威胁其他生产阶段的生产和利润。五是不利于资源优化配置。大量的煤电一体化必然使发电企业寡头垄断煤炭市场，不利于资源优化配置，不利于煤炭产业的市场化建设和发展。即便在美国，煤电一体化也仅占电煤供应市场的15%，绝大部分都是通过长期合同的形式实现电煤供应。此外，煤

14、电一体化仅解决了部分发电企业的电煤问题，而未煤电一体化的发电企业或者其它工业企业，仍然要面对煤电矛盾，甚至由于煤电一体化影响了资源优化配置，使它们的煤炭供应形势变得更加严峻。因此，大量的煤电一体化只会加剧发电企业之间争夺和控制煤炭资源的程度，而没有解决煤炭企业和发电企业之间的矛盾。煤电一体化与通过市场购煤相比，一方面可以获得较高的一体化收益；另一方面也必须支付相关成本，因此，决定一个发电企业是采取纵向一体化还是采取通过市场购煤，关键在于成本支出与一体化收益的比较。如果一体化收益大于成本支出，则企业采取纵向一体化方式。如果一体化收益小于成本支出，则宜采取通过市场购煤的方式。而我国的煤电一体化不是

15、从市场交易成本出发，而是为了应对体制不顺，企业承担了部分管制成本，当然有一定的盲目性和不经济性。（四）长期合同一般而言，产业链上下游企业往往通过长期合同来维持稳定的“投入产出”关系，主要原因有两点：一是确保交易双方承诺的可置信性，而承诺是无法通过一系列短期合同来提供；二是大多数的纵向关系是重复或长期的，并需要双方付出一定的事前或事中投资，只有签订长期合同才能防止由于逆向选择引发的低效投资，减少道德风险导致的机会主义行为对一方的伤害。具体到煤电产业链而言，双方签订中长期合同，煤炭行业可以有稳定的市场，煤电企业可以有稳定的电煤供应。但实际上，一年一度的订货会（合同汇总会）上不论原中长期合同价格高低

16、，煤炭企业均要求涨价，有的甚至要求价格上涨幅度超过20%。中长期合同效率大打折扣。目前，一年期合同都不能执行，中长期合同更是无从谈起。2003年的煤炭订货会，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，执行率更是可想而知。今年，督促煤电双方执行合同，提高煤炭合同的履约率、兑现率已成为管制者重要而棘手的工作。我国煤电长期合同遭遇困境的原因是多方面的，从产业链的角度分析，主要有三点：一是执行一个有约束的长期合同需要第三方的参与，第三方应该有能力和权力来保证合同双方遵守合同，为此它必须拥有双方的信息，并能观察到双方均可观察到的那些行为。为了保持中立

17、，第三方不能与任何一方有利益关系。目前，我国还没有确保煤电长期合同执行的第三方，除了煤、电企业垄断了市场信息以外，管制者在垄断型企业集团的寻租下，有被俘虏的可能。而且，相关的法律体系至今未建立。二是需求波动冲击了长期合同的执行效率。我国的煤电市场需求长期大幅波动，导致价格上下幅度较大，这样对原有长期合同的重新谈判成为必然。由于逆向选择问题的存在，重新谈判会对事前激励产生负面影响，进而引发煤炭企业或者发电企业的机会主义行为。例如，如果原有的长期合同设定的价格太低，煤炭企业会要求发电企业接受一个更高激励的方案，博弈的重复进行会引发“棘轮效应”1，尤其是现在发电企业数量较多，而且其生产成本难以被处于

18、上游的煤炭企业观察到，这种“鞭打快牛”只会导致“柠檬市场”效应2。这就解释了我国煤炭企业从亏困走向暴富的原因，可以怀疑不断上涨的电煤价格已经偏离边际成本，同时，也可以理解电煤质量不断下降、以次充好等行为。三是交易双方可能发现了更好的合同结构，或者都意识到了一些无法承诺问题的存在。例如，在电煤供不应求时，会导致煤炭企业以往的承诺无效或低效，因为与其它发电企业签订合同会获取更大的收益。在管制规则发生重大变化时，也会导致长期合同低效或无效，例如管制者放开电煤市场价格。因此，我国的电煤市场价格改革放开太快，电煤政策不断变更，也是导致电煤长期合同失效或低效的原因的之一。三、我国煤电矛盾的本质煤电矛盾的复

19、杂性既源于煤电属于纵向关联产业这一特性，又源于我国经济周期性导致的需求强波动性。相关政策的频繁变更反映了管制者未能把握这两种特性对于煤电关系的影响。煤电产业链管制的外部效应主要产生于电价管制对发电企业的纵向策略所带来的影响。实际上，在电力市场化改革滞后，发电企业并没有实现竞价上网的条件下，电力销售价格又由管制者确定的，因而发电企业的利润高低主要取决于电煤价格。同时，在煤电产业链中，煤炭市场的竞争性很充分，而发电企业却有着相当强的买方垄断势力，因此发电企业降低成本的激励严重不足，压低电煤价格的激励则十分强烈。由此产生的产业链效率的扭曲直接表现在电煤的“市场价格”上，电煤价格被压低到边际价值以下，

20、导致市场绩效损失。煤炭市场存在的横向价格双轨制也带来了产业链效率的扭曲，当管制者迅速推行电煤价格市场化时，也同样会带来产业链效率的扭曲，尽管程度可能不同。特别是，目前所出现的煤电双方迟迟无法签订合同的情况正是这种纵向外部性所带来的影响，而这或许是电煤市场化的倡导者所没有预期到的。如果因此导致电力短缺，由此带来的更是“国民经济的净损失”。从需求强波动性角度来看，更需强调其对于产业链管制方案的设计所具有的重要意义，依据仍是其对产业链整体效率的影响。此时的产业链整体效率实际上涉及到整个国民经济，也涉及到构建资源节约型社会的总体目标。煤电产业链属于一体性程度相当高的一条能源链，并处于整个经济链的上游，

21、如果这个链的价格不稳定或上涨幅度过快，就会给整个经济带来不稳定因素。尽管从长远来说，需要整体上提高能源价格，但考虑到国民经济的稳定性，可行的方案只能是分步实施。因此，管制政策的设计不仅要考虑电力供不应求的情况，也要考虑供给过剩对产业链管制的效应所带来的影响。煤电协调政策屡遭困境具有深层次原因。相关政策多是就价格论价格，没有就关联问题一并解决。2004年以来，管制者频繁出台各种政策试图解决煤电矛盾，但均仅针对理顺价格机制。从执行情况看，仅解决了短期问题，长期效果并不理想。实际上，除了价格问题以外，物流和信息问题也非常重要，而且后两个问题滞后解决加大了价格协调的难度。运力问题一直是电煤供应的瓶颈。

22、我国大量的电煤存在北煤南运、西煤东运的问题，而铁路煤炭运输综合能力不足，难以满足流通运输需求。从2004年“电荒”，铁路集中20天突击抢运电煤，到今年的冰雪灾害全国抢运电煤。都说明了抢运电煤只能解决一时的燃“煤”之急，治标不治本。抢运电煤要求煤炭企业开足马力生产，造成了安全隐患，同时也打乱了整个铁路的运输安排，大量的其它生产物资运输被终止，国民经济损失无可估量。那么，为什么不利用铁路运力不紧张时或通过其它途径安排大宗电煤运输呢？价格相持不下是主要原因之一，但电煤物流管理滞后也是重要原因。在组建五大发电集团之前，各电管局及发电厂的工作重点是安全生产，经济效益没有列入中心工作，导致对生产物资库存的

23、指导思想是尽可能以满足生产为前提，遵循的是计划体制下的基于采购的库存管理机制，没有从产业链的角度考虑，各自为政，与煤炭企业的库存管理协作基本没有。由于电能不能储存，按需生产，社会对电量的需求具有不确定性，随着地区、时间、季节、气候、人们生活方式等方面的变化而变化。与此同时，电煤供应链包括煤矿生产、出矿煤归集堆存、铁路运输、港口吞吐、海上运输等多个环节，且各环节的权属归于不同的主体，客观上加大了各环节之间协作的难度和管理的复杂性。因此，在没有第三方物流提供专业服务，也没有建立煤炭物流基地的情况下，仅仅依靠煤炭企业和发电企业有限的库存和简单的按需供应系统显然难以满足需求。而且煤电企业在供应商选择方

24、面没有科学的供应商评价体系，大多数企业遵循的是价格优先策略，在选择供应商时并没有很好的考虑供应商的信用度和电煤质量等，这纵容了煤炭企业产生机会主义行为。煤炭产运需信息不对称也是不可忽视的一个重要原因。我国电煤供应围绕供需平衡点长期宽幅震荡，大起大落，供需一直不协调，信息不对称是主要原因之一。去年在煤炭需求市场已经出现紧张的情况下，管制者却矫枉过正的进行安全大整顿，过多过快的关闭了大量小煤窑，加剧了煤炭供应的紧张局面，加速了电煤价格上涨（实际上，小煤窑产量已经占原煤产量的三分之一，足以影响煤炭供应局面）。电煤运需信息不对称使得铁路运力不紧张时，电煤运量不大；铁路运力紧张时，却要集中抢运电煤。另一

25、方面，管制者管理煤电问题，一直遵循“抽身”的原则，退出市场化的领域。但是我国的煤炭市场尚未健全，电力市场化改革滞后，具有明显的转轨经济特点，需要管制者逐步退出，让市场发挥作用，但又不能完全退出，在市场失灵的领域还需要加强管制，这就要求管制者不是“抽身”而是“转身”，即有所放松，有所加强，关键是转变手段。我国的煤炭订货会、合同汇总会、煤电联动机制等都有明显的计划性的行政管理痕迹，而税收、补贴等市场手段运用不足。此外，国有企业改革滞后，主要煤炭企业和电力企业均为国有企业，这导致其缺乏竞争活力和合作意识。而且铁路监管力度不够，煤炭企业和发电企业都市场化了，处于垄断地位的铁路，面对上游多个煤炭企业和下

26、游多个发电企业，增加了博弈的筹码，强化了铁路的垄断地位。五、政策建议近几年，我国电源建设快速发展，截至2007年底，全国发电总装机容量超过 7.1亿千瓦，其中火电占77.7%。火电企业是当前和今后电力市场竞争的主体，随着火电机组装备水平的不断提高，全国电力联网格局的形成，这种竞争的范围和强度不断加大。在越来越复杂的市场环境下，发电企业的竞争将集中体现在竞价上网上，发电企业要在竞价上网中竞得足额电量，最重要的是降低采购环节和生产环节的成本，从而降低发电成本，提升竞争优势。而燃煤作为煤电企业最主要的原材料，占发电成本的 60%-70%。因此，理顺煤电关系显得非常重要和迫切。科学合理的解决煤电问题，

27、应理顺煤电产业链，让市场机制发挥作用，同时在由于体制限制或者市场失灵的环节，管制者以市场的手段实施干预。也就是说，管制者的作用是从整体上疏导产业链，而不是在某个环节进行堵截。第一，重构煤电产业链。完整的煤电产业链不仅包括煤电企业和电力企业，还包括相应的物流供应商。如下图所示，电煤物流由上游煤矿经运输部门至物流基地，最后送配至下游发电厂。随着电煤物流由上游的煤矿向下游的发电厂流动，相应的资金流应由下游向上游流动，提供相应的结算和支付。信息流是双向流动的，煤矿根据下游发电厂的需求信息安排生产，而发电厂根据上游煤矿的生产信息安排发电。第二，真正放开电煤价格，加强价格监管。让计划内电煤价与市场价接轨，

28、由供求关系决定。随着国家打造大煤炭集团战略的形成，煤电产业链上下游将均是寡头垄断的市场结构，电煤的均衡价格由上下游企业讨价还价确定。但要加强煤炭价格的调控力度，按照价格法监管煤炭价格的垄断和合谋行为。与此同时，以资源税和政府补贴等形式调控电煤供应。分析我国历年电煤价格可以发现，总体上是均衡的，这给解决煤炭价格问题提供了一个思路，即政府可以通过税收和补贴的方法，协调煤炭企业与发电企业之间的利益平衡。向煤炭企业征收资源税，并根据宏观经济和煤炭供需形势适时调整税率，不仅有利于合理的开采稀缺资源，同时还可以调控煤炭的生产量，防止与需求过度脱节。电煤价格放开后，上网电价理应随之相应提高，但由于政府管制了

29、销售电价，在输、配环节没有分开的情况下，无法实现提高上网电价。也就是说，政府牺牲了发电企业的利益提升了对广大电力用户的公共服务水平，发电企业对电力用户进行了交叉补贴。因此，政府理应对发电企业给予财政补贴，即将原应补贴困难电力用户3的财政支出转移支付给发电企业。补贴资金来源于上游煤炭企业的资源税收入，以及下游对大用户和高耗能用户的差别电价收入。另外，资源税和补贴可以按照不同地区确定不同的标准，通过具有标杆意义的资源税，可以控制煤炭企业的经营成本，使经营绩效较差的乡镇煤炭企业退出市场；同样，按照行业标杆确定的补贴，也可以激励发电企业不断降低经营成本，提高经营效益。当然，政府补贴也是过渡期政策。从长

30、期看，应在保证国有资本占据足够份额的前提下，如果允许民营资本大规模进入发电和供电两个环节，在发电侧实行竞价上网，在供电侧实行竞价向用户供电，这样，政府既不必担心电力供应过剩或短缺，也不必费心控制电价。第三，培育煤炭第三方物流公司，建立物流基地。扶持和培育煤炭第三方物流公司，物流公司以合同的形式在一定的期限内为煤炭企业和发电企业提供电煤物流专业服务。第三方物流公司可以独立或与煤炭企业、发电企业联合建立物流基地。物流基地根据煤炭供需情况和铁路运力情况储备煤炭，可以是煤炭企业和发电企业的联合电煤仓库，也可以成为煤炭的战略储备基地。第三方物流公司在铁路运力不紧张时，以较低的价格将电煤运送到煤炭物流基地

31、。煤炭物流基地按照全国煤炭的需求中心设置，通过短距离运输即可满足包括电煤在内的区域煤炭需求，实现合理性、经济性和安全性的统一。我国煤炭企业分布过于分散，依靠即时运输不可能保证用电高峰时期对电煤的及时供应，而目前煤炭企业和发电企业库存量都很小，难以满足实际需要。就在今年的电煤订货时，山西、河南省境内的一些煤矿已出现煤炭库存不足，有的就根本没有库存，发电企业的电煤库存下降到历史最低水平，因此，建立煤炭物流基地意义重大。第四，及时发布煤电产运需信息。由于煤电产业链的上下游企业都是大型企业集团，在市场上处于垄断地位，为了企业效益最大化的需要，企业一般不主动披露生产经营和市场销售信息，管制者要加强信息监

32、管，强制企业披露相关信息，必要时可直接公开信息，同时，加大铁路运力和不同时段价格信息发布的监管力度，确保煤炭产、运、需信息对称，反映真实的供求关系，为市场机制作用的发挥创造条件。（华中电监局叶春）1棘轮效应是公共经济学的一个概念，最初是对苏联计划经济制度研究的一个结果，即在计划体制下，企业生产指标总是只上不下，就像“棘轮”一样，只能前进，不能后退。广义的“棘轮效应”，是指经济活动中某种行为惯性趋势的不可逆。2柠檬市场也称次品市场，即在信息不对称的情况下，往往好的商品遭受淘汰，而劣等品会逐渐占领市场，从而取代好的商品，导致市场中都是劣等品。3我国统一控制终端售电价格，实际上是对电力用户实行普遍补贴，即在补贴困难电力用户的同时，也对富有用户进行了补贴，这造成社会不公平，加大了财政负担，也不利于节能减排。