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　　中国证券报记者从东方油气网了解到，自9月20日以来，受美联储量化宽松货币政策的影响，国际油价累计上涨了15美元，同期，国内柴油实际批发价也伴随上涨了大约1000元。虽然国际油价在上周五出现小幅回落，但国内柴油价格依旧在高位徘徊，批零倒挂现象仍普遍存在。

　　东方油气网首席分析师钟健认为，时下的柴油荒，并不完全是资源短缺造成的，一个重要原因是市场调价预期对油价形成了看涨，由此导致的“批零倒挂”造成了加油站的经营亏损，经营者以停供、限供来避免在零售经营中的亏损，从而导致了各地油荒的出现。

　　据了解，在我国成品油定价机制中，由于规定了最高零售限价，零售端的销售企业不能够逾越最高零售价的限制而自行调价，而批发环节由于较零售环节更为隐秘，批发企业往往可以通过“灵活”处理而实现自行调价。

　　例如，可以通过大幅增加仓储费用的方式来实质抬升批发价，这种走账外账的方式，从账面上看并没有违反最高批发限价，但实际却抬高了市场上柴油的批发价，从而导致成品油最高限价在批发环节形同虚设。

　　2005年以来，由于国内成品油价格机制没有理顺，“油荒”频频发生。但自从我国于2008年底实行新的成品油价格机制后，“油荒”还是首次出现。

　　我国新的成品油定价机制，实行的是“22天+4%”的调价机制，市场普遍认为，22天的调价窗口跨度过长，正负4%三地原油变化幅度过大，导致国内成品油销售价格无法准确反映国际原油价格走势，从而形成调价预期，并最终导致囤油行为的发生。

煤价一路看涨电荒或再现

　　中国证券报记者从中国化工网了解到，近期煤炭价格一路攀升，10月初秦皇岛5500大卡动力煤价格指数为716元/吨，而11月15日已经涨至800-810元/吨，较去年同期的640元/吨上涨了26.56%。

　　与此同时，国际煤价也突破100美元大关，澳大利亚纽卡斯尔港动力煤价格指数为108.84美元/吨，南非理查德港动力煤价格指数在103.76美元/吨，欧洲ARA市场动力煤价格指数为105.48美元/吨。

　　中电联近期发布的报告显示，在煤价一路看涨的形势下，目前国内火电厂的亏损面正在不断地扩大，火电行业的亏损率已经达到了58%左右。有消息说，三季度已经有十个省份的火电企业出现全面亏损，一些火电厂由于资金紧张而无法采购冬储煤炭，因此无法保证四季度电力和热力供应。

　　华电国际公布的三季报显示，由于煤炭价格大幅上涨致使公司的燃料成本增加，从而导致公司第三季度亏损额达到3.84亿吨。从诸多火电企业的三季报中可以看出，所有的火电企业几乎无一例外地将燃料成本上涨作为企业今年经营能力下降或者亏损的主要原因。

　　中商流通生产力促进中心煤炭行业研究员李廷认为，发电企业用煤多数是合同煤，而合同煤价格基本上不受市场变化影响，市场煤价格上涨短期内对这些发电企业经营没有太大影响，但是由于市场煤价上涨可能会导致合同执行率下降，有关部门应该加大对合同履行情况的监督。除了合同煤之外，也有部分发电企业的部分发电用煤是非合同煤，即按照市场价格从市场上采购，市场煤价格上涨无疑会增加这些企业的成本压力。

　　据中投顾问统计，目前在火电企业的经营成本中，煤炭成本已经占到总成本的2/3以上，个别企业甚至接近80%，因此，煤炭价格的上涨必然会大幅压缩火电企业的盈利空间。

　　中投顾问研究总监张砚霖指出，如果煤炭价格长期维持在800元/吨的水平上，国内火力发电行业将有遭遇全行业亏损的可能。虽然火电企业会在考虑社会因素的情况下维持发电，但是因为资金短缺，火电企业可能会陷入无钱买煤的境地，而最后的结果就是导致缺煤停机，一旦出现这样的现象，国内就将有可能遭遇到用电荒。

　　张砚霖预计，在目前国内面临着较大通货膨胀压力的情况下，此时调整电价可能性较小。如果煤炭价格持续上涨，国家相关部门将有较大可能会主动干预煤价的走势。

事实上，总体来看我国电力供需基本平衡、略有富余，只是局部地区近期出现了不均衡，要防患于未然，关键还在于理顺煤电价格的形成机制。

　　为理顺煤电价格形成机制，从2004年开始，国家通过实施煤电联动来缓解电厂的困境，即，当煤炭的价格累计变化幅度连续在6个月以上超过5%时，通过调整电价来弥补发电企业成本的增加。不过，受到种种因素制约，“市场煤、计划电”的局面一直延续至今，这一机制未能得到很好的执行。

　　中电联建议重启煤电联动，并呼吁进一步推进电价改革：一是在合理的电价机制形成过程中，继续坚持煤电联动的原则和机制，同时解决热电价格长期倒挂的问题；二是加大需求侧管理力度，发挥价格对需求的引导调节作用，理顺各种终端能源之间的比价关系，引导用户合理消费各种能源；三是加快资源性产品价格机制改革步伐，尽快研究符合市场规律、适应中国国情的科学合理的电价形成机制。

　　业内人士认为，“计划电”问题始终得不到有效解决的根本，关键还在于电网垄断下的电力价格垄断。电力体制改革第一步，初步解决了厂网分开的问题，但输配分开却迟迟未能实现。如果在配电端可以实现参与主体多元化，由配电公司自主地从不同电力公司采购最低成本的电力，然后再通过竞争趸卖给消费者，输电公司只收取过网费，那么发电成本将会大幅下降，电力公司利润也将通过煤电价格及时联动得到解决，电荒问题也将在很大程度上得到解决。

　　需求快速增长气荒现苗头

　　日前，国内最大天然气消费城市北京，召开民用天然气价格听证会，在拟定调价方案中，八成与会代表同意每立方米天然气涨价0.23元至2.28元。此前，重庆、石家庄、济南等城市已经上调了民用天然气价格。

　　而国家发改委副主任刘铁男在日前召开的迎峰度冬天然气保障协调会上曾吹风，今年冬季用气高峰期保供形势不容乐观。目前，武汉、北京等地天然气供应已经十分紧张，全国局部地区已现气荒苗头。

目前，我国陆上天然气出厂价由国家发改委制定，出厂价在1170元/千方左右；海上天然气价格由供需双方协商确定；天然气管输价格由国家发改委制定；地方建设的管道，经国务院价格主管部门授权，管输价格可以由省级物价部门制定；城市燃气价格由省级物价部门制定。

　　据中石油经济技术研究院高级经济师徐博统计，今年6月1日天然气价格调整后，进口气价格仍然较国产气高出1-2倍。中石油正在承受价格倒挂，进口气亏损严重。

　　有分析认为，正是天然气价格较低，成为需求快速增长的诱因，许多原本使用其他能源的企业转而使用天然气作为原料，从而导致居民用气出现紧张。目前在国际市场上，天然气价格相当于等热值原油价格的60%。而我国天然气价格仅相当于等热值原油价格的1／4，不及进口天然气价格的一半。

　　中国石油大学工商管理学院院长王震认为，由于气的需求增速过快，气的价格又太低，使得我们通过国内生产的方式和进口的方式都很难长期解决供给保障问题，因为没有利润或者需要补贴。在这样的背景下，调整天然气价格及其价格管理政策是必然的，只有理顺了价格形成机制，才能从根本上解决气荒问题。

　　从9月中下旬开始，柴油荒已持续近两月，且有愈演愈烈之势。而随着煤价的步步高企，发电企业再次出现大面积亏损，电荒出现的可能性进一步加大。另外，随着冬季到来，局部地区气荒已经出现苗头。

　　其实，除了天然气总体供不应求外，我国柴油与电力在总量上并不短缺，短缺往往发生在局部地区或者特殊时段。尽管能源荒原因各有不同，但其背后的价格形成机制迟迟未能理顺，却是中国式能源短缺一再出现的共同原因之一。

　　《中共中央关于制定国民经济和社会发展第十二个五年规划的建议》已经提出，要深化资源性产品价格和要素市场改革，理顺煤、电、油、气等资源类产品价格关系，完善价格形成机制。业内人士认为，这才是解决中国式能源短缺的根本举措。