廣東自昨天（12月6日）起執行新的成品油銷售價格標準，90號高標準清潔汽油零售價上調0.2元/升，93號高標準清潔汽油零售價上調0.15元/升，97號高標準清潔汽油零售價上調0.2元/升，0號柴油零售價上調0.15元/升。
北京自昨天（6日）起調整成品油價格，各類油品價格均有不同程度的上漲。95號新標準清潔汽油每升2.99元；-35號柴油每升3.766元，具體零售價格可由經營企業在零售中准價格的基礎上上下浮動8%。
上海市場情況，昨天（6日）起，在上海市零售的汽柴油價格均作小幅上調，其中社會消費量較大的90號汽油價從每升2.82元調至2.98元，上漲了約5.7%。
電力、煤炭、石油，三大能源支柱一起出現大範圍緊缺的態勢，對歲末年初的中國經濟運行無疑將產生較大衝擊。其實三大能源供應集體「短路」的原因各不相同，偶然因素似乎佔據了一定成分。以矛盾最為突出的電力供應為例，來自國家電網公司的分析表明，如果不是今年持續高溫、乾旱和來水不足造成的隨機性缺電和機組非計畫停運次數增加，部分地區電力供應緊張局面本可得到一定程度的緩解。而一些地區煤炭供應告急，也與近期集中整治公路貨運超載現象有關。但是透過這些表面現象，如何真正尋找到制約中國能源發展的必然因素，進而尋求從深層次解決能源短缺的突出矛盾並做到真正行之有效的制度保障，似乎才是相關部門必須探詢的「解決之道」。
【燃煤】
清理整頓非法小煤窯造成缺煤？
據財經時報報導，各地清理整頓非法採礦的小煤窯取得了顯著成效，但由於大型國有煤礦的生產任務相對固定，沒有及時調整供應計畫，出現了煤炭供應，特別是發電用煤緊缺的局面。最典型的例子是煤都山西的發電廠竟然出現無煤可用的尷尬處境。這自然又牽扯到政策間的協調問題：在電價相對固定和發電用煤價格完全放開的前提下如何處理電價和煤價的矛盾；因為關閉小煤窯而造成的產量缺口如何彌補；因為整治公路超載而影響的煤炭運量要依靠什麼方式補充……在需要整體調控的時候，決策者的腳步似乎慢了半拍，雖然不少補救措施已經出臺，但由於前期準備不足所帶來的滯後效應的不良後果卻顯然無法挽回。
【柴油】
柴油到哪裡去了
目前已經公布的各地今年三季度GDP增長率（西藏和河北沒有公布）中，上海、浙江、重慶、江蘇、海南、甘肅、山西、河南、遼寧、天津等都稱達到近年或最近5∼10年以來的最高值；約有20多個省（市）的GDP增長率超過10%。這似乎與電力部門公布的電力需求「達到約30年來的最高值」相吻合。一些 GDP權重較大的省（市），如廣東、山東、浙江、江蘇，GDP增長率都在13%以上；上海的相應數字是11.8%，遭受SARS重創的北京也有10%以上。此前，摩根士丹利駐香港的經濟學家謝國忠認為，電力消耗是衡量中國GDP增長率的主要獨立指標之一，與2002年相比，今年電力消耗已經增長15%。這或許說明，中國經濟的實際GDP增長率已經遠遠高於名義GDP增長率。
但這仍然不能解釋柴油在部分發達地區緊缺的原因。
根據浙江省經貿委市場處提供的消息，目前浙江省內依靠柴油發電的小發電機的發電總量只有280多萬千瓦時，1∼10月同比並沒有增加。那麼，為什麼浙江省11月會發生柴油供應緊張？柴油都到哪裡去了？中石化集團調研室的專家對《財經時報》說，一些媒體最近報導的中國的石油公司出口柴油過多導致國內部分地區柴油供應緊張的說法「不成立」，因為相對於汽油而言，過去的柴油出口一直很少。
那麼，一度柴油供應緊張的北京、重慶、浙江、上海、湖南等地增加的柴油都用到了何處？作為更加重要對國民經濟影響大得多的資源－－汽油為何沒有發生供應緊張的問題？
因企業大量囤積而緊缺？
關於柴油脫銷的真正原因，目前還沒有權威說法，但一個不容忽視的現象就是不少企業由於懼怕停電而自備了發電機從而囤積了為數不少的柴油。這是一個有趣的 「緊缺鏈」：由於缺煤而影響電力供應－－沒電只好未雨綢繆自備發電用的柴油－－柴油在市場上大面積脫銷。當然這個「鏈條」不是柴油緊缺的唯一原因，但顯然是重要的一條。
【電力】
基建投資滯後
公開的數據顯示，電力基建投資連續幾年滯後於全國基建投資，直接導致電力建設緩慢，電力供應總量不足。而且由於對宏觀經濟發展形勢估計不足，對電力發展速度預測明顯偏低，電力項目計畫新開工規模過小，使得近年來投產容量嚴重不足。由此可以得出的結論是：電力供應能力明顯滯後於經濟發展速度，是出現較大規模「電荒」的根本原因。記憶中「電力過剩」的提法還言猶在耳，拉閘限電的現象就已經重新出現在不少中心城市裡了，這不能不說是對當初的政策制定者一個不大不小的諷刺。
預測有誤？
近期多數省區均告出現電、煤等能源短缺，相當一部分專家認為不排除預測錯誤所致。在電力供需方面，類似於今年外貿進出口曾經出現嚴重低估，研究部門也出現了低估問題。
根據今年4月中國電力企業聯合會發布的相關報告，預計2003年中國用電需求增長將在9%∼10%，2003年將比2002年大約增加1490億千瓦時，用電量達到18030億千瓦時。但迄今實際情況大大超出了這一預測－－今年1∼9月，全社會用電量累計達到13742億千瓦時，同比增長 15.58%.
中國電力企業聯合會統計信息部11月發布的電力供需報告又認為，全年電力需求增長將達14%∼15%，用電量將達到18680億∼18844億千瓦時。這個數字開創了中國改革開放以來，年用電增長速度最快的記錄，顯然，年初的預測數據低估了5∼6個百分點。
但是，國電動力經濟研究中心的專家向《財經時報》表示，仍然無法確切知道目前真實的電力需求量。這位專家的理由是，由於電力難於儲藏，發多少電就用多少，所以國家電力目前是否短缺，短缺多少，無法做出準確預測。
電監會提出五大原因
電力、柴油、煤炭等在部分經濟發達地區的短缺，是否因投資增長過快所致，需要盡快理清。北京航空航天大學經濟管理學院教授任若恩指出，能源需求旺盛不一定說明宏觀經濟過快，因為目前能源的消耗增長與國民經濟增長不同步。比如，如果高耗能產業發展快，能源必然緊張，但這不能說明宏觀經濟發展快；反之，低耗能產業發展快，能源供應就會寬鬆，但宏觀經濟發展可能迅速。
中國電監會今年9月完成的18個省（市）缺電調查報告顯示：今年夏季這些省市出現電力緊缺問題，根本原因是預測存在偏差、電力投資增長速度放緩、新增裝機容量低於同期電力需求增長，導致供需矛盾加劇。電監會提供了造成電力吃緊的五大原因，最後一個是「高耗能產業用電負荷增加，電力供需矛盾加劇」。該報告也指出，高耗能工業集中的山西、內蒙古、寧夏等地，今年7月工業用電增速均在20%左右。顯然，上述三省與全國實際缺電嚴重的江蘇、浙江、廣東、湖南等省份地域錯位，這似乎反映出耗能產業的發展並非電力需求緊張的根本原因。
【多米諾骨牌效應】
電煤市場化之爭
２００１年以前，煤炭作為基礎性資源，由國家計委確定指導價，之後由企業協商，政府出面協調。從２００２年開始，國家取消電煤指導價，煤價開始真正進入市場化。
剛剛重組的五大發電集團已經感受到了市場化之痛。２００２年１２月長沙舉行的電煤訂貨會上，煤炭企業的計畫是以２００２年電煤重點合同價格為基準，上浮５元／噸。
而新成立的五大發電集團認為：在２００１年電煤價格最高品種已經上漲８元的基礎上，２００３年再漲５元，對於要「電網分家」的電力企業來說，成本難以消化。
據以往分析，平均供電煤耗按照４００克／千瓦時測算（２００１年的平均供電煤耗為３８５克／千瓦時，平均發電標準煤耗為３５７克），１噸煤的煤耗可以供電２５００千瓦時，按２００２年最高漲幅８元錢計算，每度電增加的成本為０．００３２元。
而２００２年僅北京市的居民用電價格，已經從０．３９３元上漲到０．４４元，上漲了０．０４７元。
國內發電廠認為：電廠原是國家投資，購煤成本是最大成本，約佔７０％。而電力改革之後，由企業承擔這部分建設電廠的資金大多通過銀行借款，財務費用增加了，利潤受煤價的影響很大。也就是說，五大發電集團在電價不能相應上調的前提下，誰也不願意承擔電煤加價增加成本。有消息說，直至電煤訂貨會結束，電煤雙方只簽訂９２００萬噸，佔國家計畫安排購煤的４０％。
價格聯動能否解矛盾？
在經濟專家看來，解決目前電煤企業矛盾就要實行電煤聯動。國家發改委價格司一位不願透露姓名的官員表示，煤價的市場價與受國家嚴格監管的電價存在很大矛盾。
從１９９３年至２００１年，國家計委曾經嘗試在對電煤價格實行指導價的同時，對電價實行「順價」政策。即國家確定一個煤炭指導價，由企業執行，在煤炭價格上漲的情況下，電力價格相應提高，使電力企業消化因煤價提高而增加的成本。從計委的初衷來看，原本是想建立一種煤炭、電力價格聯動機制，但實際操作中大為走樣。
據悉，從１９９７年以來，電煤市場價格，從當時的１７７元／噸，一直跌到２０００年的１３９．３元／噸，此後又逐漸回升到１９９７年的水平。同期，計畫內電煤的售價也曾經從１５２元／噸，跌到過１４９元／噸。
按照國家計委的初衷，電價應該下調。然而，在這７年中，全國各地的電價（包括工業和城市居民用電）都已不同程度增加。河南、山西有的電價漲幅超過３０％，北京市居民用電價格上調幅度甚至超過８０％。
這種對電價實行的「順價」政策最終不了了之。
在中國經濟持續快速⒄溝牡笨塚
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