中國證券報記者從東方油氣網了解到，自9月20日以來，受美聯儲量化寬松貨幣政策的影響，國際油價累計上漲了15美元，同期，國內柴油實際批發價也伴隨上漲了大約1000元。雖然國際油價在上周五出現小幅回落，但國內柴油價格依舊在高位徘徊，批零倒掛現象仍普遍存在。

　　東方油氣網首席分析師鐘健認為，時下的柴油荒，并不完全是資源短缺造成的，一個重要原因是市場調價預期對油價形成了看漲，由此導致的“批零倒掛”造成了加油站的經營虧損，經營者以停供、限供來避免在零售經營中的虧損，從而導致了各地油荒的出現。

　　據了解，在我國成品油定價機制中，由于規定了最高零售限價，零售端的銷售企業不能夠逾越最高零售價的限制而自行調價，而批發環節由于較零售環節更為隱秘，批發企業往往可以通過“靈活”處理而實現自行調價。

　　例如，可以通過大幅增加倉儲費用的方式來實質抬升批發價，這種走賬外賬的方式，從賬面上看并沒有違反最高批發限價，但實際卻抬高了市場上柴油的批發價，從而導致成品油最高限價在批發環節形同虛設。

　　2005年以來，由于國內成品油價格機制沒有理順，“油荒”頻頻發生。但自從我國于2008年底實行新的成品油價格機制后，“油荒”還是首次出現。

　　我國新的成品油定價機制，實行的是“22天+4%”的調價機制，市場普遍認為，22天的調價窗口跨度過長，正負4%三地原油變化幅度過大，導致國內成品油銷售價格無法準確反映國際原油價格走勢，從而形成調價預期，并最終導致囤油行為的發生。

　　煤價一路看漲 電荒或再現

　　中國證券報記者從中國化工網了解到，近期煤炭價格一路攀升，10月初秦皇島5500大卡動力煤價格指數為716元/噸，而11月15日已經漲至800-810元/噸，較去年同期的640元/噸上漲了26.56%。

　　與此同時，國際煤價也突破100美元大關，澳大利亞紐卡斯爾港動力煤價格指數為108.84美元/噸，南非理查德港動力煤價格指數在103.76美元/噸，歐洲ARA市場動力煤價格指數為105.48美元/噸。

　　中電聯近期發布的報告顯示，在煤價一路看漲的形勢下，目前國內火電廠的虧損面正在不斷地擴大，火電行業的虧損率已經達到了58%左右。有消息說，三季度已經有十個省份的火電企業出現全面虧損，一些火電廠由于資金緊張而無法采購冬儲煤炭，因此無法保證四季度電力和熱力供應。

　　華電國際公布的三季報顯示，由于煤炭價格大幅上漲致使公司的燃料成本增加，從而導致公司第三季度虧損額達到3.84億噸。從諸多火電企業的三季報中可以看出，所有的火電企業幾乎無一例外地將燃料成本上漲作為企業今年經營能力下降或者虧損的主要原因。

　　中商流通生產力促進中心煤炭行業研究員李廷認為，發電企業用煤多數是合同煤，而合同煤價格基本上不受市場變化影響，市場煤價格上漲短期內對這些發電企業經營沒有太大影響，但是由于市場煤價上漲可能會導致合同執行率下降，有關部門應該加大對合同履行情況的監督。除了合同煤之外，也有部分發電企業的部分發電用煤是非合同煤，即按照市場價格從市場上采購，市場煤價格上漲無疑會增加這些企業的成本壓力。

　　據中投顧問統計，目前在火電企業的經營成本中，煤炭成本已經占到總成本的2/3以上，個別企業甚至接近80%，因此，煤炭價格的上漲必然會大幅壓縮火電企業的盈利空間。

　　中投顧問研究總監張硯霖指出，如果煤炭價格長期維持在800元/噸的水平上，國內火力發電行業將有遭遇全行業虧損的可能。雖然火電企業會在考慮社會因素的情況下維持發電，但是因為資金短缺，火電企業可能會陷入無錢買煤的境地，而最后的結果就是導致缺煤停機，一旦出現這樣的現象，國內就將有可能遭遇到用電荒。張硯霖預計，在目前國內面臨著較大通貨膨脹壓力的情況下，此時調整電價可能性較小。如果煤炭價格持續上漲，國家相關部門將有較大可能會主動干預煤價的走勢。

　　事實上，總體來看我國電力供需基本平衡、略有富余，只是局部地區近期出現了不均衡，要防患于未然，關鍵還在于理順煤電價格的形成機制。

　　為理順煤電價格形成機制，從2004年開始，國家通過實施煤電聯動來緩解電廠的困境，即，當煤炭的價格累計變化幅度連續在6個月以上超過5%時，通過調整電價來彌補發電企業成本的增加。不過，受到種種因素制約，“市場煤、計劃電”的局面一直延續至今，這一機制未能得到很好的執行。

　　中電聯建議重啟煤電聯動，并呼吁進一步推進電價改革：一是在合理的電價機制形成過程中，繼續堅持煤電聯動的原則和機制，同時解決熱電價格長期倒掛的問題；二是加大需求側管理力度，發揮價格對需求的引導調節作用，理順各種終端能源之間的比價關系，引導用戶合理消費各種能源；三是加快資源性產品價格機制改革步伐，盡快研究符合市場規律、適應中國國情的科學合理的電價形成機制。

　　業內人士認為，“計劃電”問題始終得不到有效解決的根本，關鍵還在于電網壟斷下的電力價格壟斷。電力體制改革第一步，初步解決了廠網分開的問題，但輸配分開卻遲遲未能實現。如果在配電端可以實現參與主體多元化，由配電公司自主地從不同電力公司采購最低成本的電力，然后再通過競爭躉賣給消費者，輸電公司只收取過網費，那么發電成本將會大幅下降，電力公司利潤也將通過煤電價格及時聯動得到解決，電荒問題也將在很大程度上得到解決。

　　需求快速增長 氣荒現苗頭

　　日前，國內最大天然氣消費城市北京，召開民用天然氣價格聽證會，在擬定調價方案中，八成與會代表同意每立方米天然氣漲價0.23元至2.28元。此前，重慶、石家莊、濟南等城市已經上調了民用天然氣價格。

　　而國家發改委副主任劉鐵男在日前召開的迎峰度冬天然氣保障協調會上曾吹風，今年冬季用氣高峰期保供形勢不容樂觀。目前，武漢、北京等地天然氣供應已經十分緊張，全國局部地區已現氣荒苗頭。

　　目前，我國陸上天然氣出廠價由國家發改委制定，出廠價在1170元/千方左右；海上天然氣價格由供需雙方協商確定；天然氣管輸價格由國家發改委制定；地方建設的管道，經國務院價格主管部門授權，管輸價格可以由省級物價部門制定；城市燃氣價格由省級物價部門制定。

　　據中石油經濟技術研究院高級經濟師徐博統計，今年6月1日天然氣價格調整后，進口氣價格仍然較國產氣高出1-2倍。中石油正在承受價格倒掛，進口氣虧損嚴重。

　　有分析認為，正是天然氣價格較低，成為需求快速增長的誘因，許多原本使用其他能源的企業轉而使用天然氣作為原料，從而導致居民用氣出現緊張。目前在國際市場上，天然氣價格相當于等熱值原油價格的60%。而我國天然氣價格僅相當于等熱值原油價格的1／4，不及進口天然氣價格的一半。

　　中國石油大學工商管理學院院長王震認為，由于氣的需求增速過快，氣的價格又太低，使得我們通過國內生產的方式和進口的方式都很難長期解決供給保障問題，因為沒有利潤或者需要補貼。在這樣的背景下，調整天然氣價格及其價格管理政策是必然的，只有理順了價格形成機制，才能從根本上解決氣荒問題。

　　從9月中下旬開始，柴油荒已持續近兩月，且有愈演愈烈之勢。而隨著煤價的步步高企，發電企業再次出現大面積虧損，電荒出現的可能性進一步加大。另外，隨著冬季到來，局部地區氣荒已經出現苗頭。

　　其實，除了天然氣總體供不應求外，我國柴油與電力在總量上并不短缺，短缺往往發生在局部地區或者特殊時段。盡管能源荒原因各有不同，但其背后的價格形成機制遲遲未能理順，卻是中國式能源短缺一再出現的共同原因之一。

　　《中共中央關于制定國民經濟和社會發展第十二個五年規劃的建議》已經提出，要深化資源性產品價格和要素市場改革，理順煤、電、油、氣等資源類產品價格關系，完善價格形成機制。業內人士認為，這才是解決中國式能源短缺的根本舉措。記者 王穎春

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