中国煤电油三大能源紧缺

　　广东自昨天（12月6日）起执行新的成品油销售价格标准，90号高标准清洁汽油零售价上调0.2元/升，93号高标准清洁汽油零售价上调0.15元/升，97号高标准清洁汽油零售价上调0.2元/升，0号柴油零售价上调0.15元/升。

北京自昨天（6日）起调整成品油价格，各类油品价格均有不同程度的上涨。95号新标准清洁汽油每升2.99元；-35号柴油每升3.766元，具体零售价格可由经营企业在零售中准价格的基础上上下浮动8%。

上海市场情况，昨天（6日）起，在上海市零售的汽柴油价格均作小幅上调，其中社会消费量较大的90号汽油价从每升2.82元调至2.98元，上涨了约5.7%。

　　电力、煤炭、石油，三大能源支柱一起出现大范围紧缺的态势，对岁末年初的中国经济运行无疑将产生较大冲击。其实三大能源供应集体“短路”的原因各不相同，偶然因素似乎占据了一定成分。以矛盾最为突出的电力供应为例，来自国家电网公司的分析表明，如果不是今年持续高温、干旱和来水不足造成的随机性缺电和机组非计划停运次数增加，部分地区电力供应紧张局面本可得到一定程度的缓解。而一些地区煤炭供应告急，也与近期集中整治公路货运超载现象有关。但是透过这些表面现象，如何真正寻找到制约中国能源发展的必然因素，进而寻求从深层次解决能源短缺的突出矛盾并做到真正行之有效的制度保障，似乎才是相关部门必须探询的“解决之道”。

　　【燃煤】

　　清理整顿非法小煤窑造成缺煤？

　　据财经时报报道，各地清理整顿非法采矿的小煤窑取得了显著成效，但由于大型国有煤矿的生产任务相对固定，没有及时调整供应计划，出现了煤炭供应，特别是发电用煤紧缺的局面。最典型的例子是煤都山西的发电厂竟然出现无煤可用的尴尬处境。这自然又牵扯到政策间的协调问题：在电价相对固定和发电用煤价格完全放开的前提下如何处理电价和煤价的矛盾；因为关闭小煤窑而造成的产量缺口如何弥补；因为整治公路超载而影响的煤炭运量要依靠什么方式补充……在需要整体调控的时候，决策者的脚步似乎慢了半拍，虽然不少补救措施已经出台，但由于前期准备不足所带来的滞后效应的不良后果却显然无法挽回。

　　【柴油】

　　柴油到哪里去了

　　目前已经公布的各地今年三季度GDP增长率（西藏和河北没有公布）中，上海、浙江、重庆、江苏、海南、甘肃、山西、河南、辽宁、天津等都称达到近年或最近5～10年以来的最高值；约有20多个省（市）的GDP增长率超过10%。这似乎与电力部门公布的电力需求“达到约30年来的最高值”相吻合。一些 GDP权重较大的省（市），如广东、山东、浙江、江苏，GDP增长率都在13%以上；上海的相应数字是11.8%，遭受SARS重创的北京也有10%以上。此前，摩根士丹利驻香港的经济学家谢国忠认为，电力消耗是衡量中国GDP增长率的主要独立指标之一，与2002年相比，今年电力消耗已经增长15%。这或许说明，中国经济的实际GDP增长率已经远远高于名义GDP增长率。

　　但这仍然不能解释柴油在部分发达地区紧缺的原因。

　　根据浙江省经贸委市场处提供的消息，目前浙江省内依靠柴油发电的小发电机的发电总量只有280多万千瓦时，1～10月同比并没有增加。那么，为什么浙江省11月会发生柴油供应紧张？柴油都到哪里去了？中石化集团调研室的专家对《财经时报》说，一些媒体最近报道的中国的石油公司出口柴油过多导致国内部分地区柴油供应紧张的说法“不成立”，因为相对于汽油而言，过去的柴油出口一直很少。

　　那么，一度柴油供应紧张的北京、重庆、浙江、上海、湖南等地增加的柴油都用到了何处？作为更加重要对国民经济影响大得多的资源－－汽油为何没有发生供应紧张的问题？

　　因企业大量囤积而紧缺？

　　关于柴油脱销的真正原因，目前还没有权威说法，但一个不容忽视的现象就是不少企业由于惧怕停电而自备了发电机从而囤积了为数不少的柴油。这是一个有趣的 “紧缺链”：由于缺煤而影响电力供应－－没电只好未雨绸缪自备发电用的柴油－－柴油在市场上大面积脱销。当然这个“链条”不是柴油紧缺的唯一原因，但显然是重要的一条。

　　【电力】

　　基建投资滞后

　　公开的数据显示，电力基建投资连续几年滞后于全国基建投资，直接导致电力建设缓慢，电力供应总量不足。而且由于对宏观经济发展形势估计不足，对电力发展速度预测明显偏低，电力项目计划新开工规模过小，使得近年来投产容量严重不足。由此可以得出的结论是：电力供应能力明显滞后于经济发展速度，是出现较大规模“电荒”的根本原因。记忆中“电力过剩”的提法还言犹在耳，拉闸限电的现象就已经重新出现在不少中心城市里了，这不能不说是对当初的政策制定者一个不大不小的讽刺。

　　预测有误？

　　近期多数省区均告出现电、煤等能源短缺，相当一部分专家认为不排除预测错误所致。在电力供需方面，类似于今年外贸进出口曾经出现严重低估，研究部门也出现了低估问题。

　　根据今年4月中国电力企业联合会发布的相关报告，预计2003年中国用电需求增长将在9%～10%，2003年将比2002年大约增加1490亿千瓦时，用电量达到18030亿千瓦时。但迄今实际情况大大超出了这一预测－－今年1～9月，全社会用电量累计达到13742亿千瓦时，同比增长 15.58%.

　　中国电力企业联合会统计信息部11月发布的电力供需报告又认为，全年电力需求增长将达14%～15%，用电量将达到18680亿～18844亿千瓦时。这个数字开创了中国改革开放以来，年用电增长速度最快的纪录，显然，年初的预测数据低估了5～6个百分点。

　　但是，国电动力经济研究中心的专家向《财经时报》表示，仍然无法确切知道目前真实的电力需求量。这位专家的理由是，由于电力难于储藏，发多少电就用多少，所以国家电力目前是否短缺，短缺多少，无法做出准确预测。

　　电监会提出五大原因

　　电力、柴油、煤炭等在部分经济发达地区的短缺，是否因投资增长过快所致，需要尽快理清。北京航空航天大学经济管理学院教授任若恩指出，能源需求旺盛不一定说明宏观经济过快，因为目前能源的消耗增长与国民经济增长不同步。比如，如果高耗能产业发展快，能源必然紧张，但这不能说明宏观经济发展快；反之，低耗能产业发展快，能源供应就会宽松，但宏观经济发展可能迅速。

　　中国电监会今年9月完成的18个省（市）缺电调查报告显示：今年夏季这些省市出现电力紧缺问题，根本原因是预测存在偏差、电力投资增长速度放缓、新增装机容量低于同期电力需求增长，导致供需矛盾加剧。电监会提供了造成电力吃紧的五大原因，最后一个是“高耗能产业用电负荷增加，电力供需矛盾加剧”。该报告也指出，高耗能工业集中的山西、内蒙古、宁夏等地，今年7月工业用电增速均在20%左右。显然，上述三省与全国实际缺电严重的江苏、浙江、广东、湖南等省份地域错位，这似乎反映出耗能产业的发展并非电力需求紧张的根本原因。

　　【多米诺骨牌效应】

　　电煤市场化之争

２００１年以前，煤炭作为基础性资源，由国家计委确定指导价，之后由企业协商，政府出面协调。从２００２年开始，国家取消电煤指导价，煤价开始真正进入市场化。

刚刚重组的五大发电集团已经感受到了市场化之痛。２００２年１２月长沙举行的电煤订货会上，煤炭企业的计划是以２００２年电煤重点合同价格为基准，上浮５元／吨。

而新成立的五大发电集团认为：在２００１年电煤价格最高品种已经上涨８元的基础上，２００３年再涨５元，对于要“电网分家”的电力企业来说，成本难以消化。

据以往分析，平均供电煤耗按照４００克／千瓦时测算（２００１年的平均供电煤耗为３８５克／千瓦时，平均发电标准煤耗为３５７克），１吨煤的煤耗可以供电２５００千瓦时，按２００２年最高涨幅８元钱计算，每度电增加的成本为０．００３２元。

而２００２年仅北京市的居民用电价格，已经从０．３９３元上涨到０．４４元，上涨了０．０４７元。

国内发电厂认为：电厂原是国家投资，购煤成本是最大成本，约占７０％。而电力改革之后，由企业承担这部分建设电厂的资金大多通过银行借款，财务费用增加了，利润受煤价的影响很大。也就是说，五大发电集团在电价不能相应上调的前提下，谁也不愿意承担电煤加价增加成本。有消息说，直至电煤订货会结束，电煤双方只签订９２００万吨，占国家计划安排购煤的４０％。

　　价格联动能否解矛盾？

在经济专家看来，解决目前电煤企业矛盾就要实行电煤联动。国家发改委价格司一位不愿透露姓名的官员表示，煤价的市场价与受国家严格监管的电价存在很大矛盾。

从１９９３年至２００１年，国家计委曾经尝试在对电煤价格实行指导价的同时，对电价实行“顺价”政策。即国家确定一个煤炭指导价，由企业执行，在煤炭价格上涨的情况下，电力价格相应提高，使电力企业消化因煤价提高而增加的成本。从计委的初衷来看，原本是想建立一种煤炭、电力价格联动机制，但实际操作中大为走样。

据悉，从１９９７年以来，电煤市场价格，从当时的１７７元／吨，一直跌到２０００年的１３９．３元／吨，此后又逐渐回升到１９９７年的水平。同期，计划内电煤的售价也曾经从１５２元／吨，跌到过１４９元／吨。

按照国家计委的初衷，电价应该下调。然而，在这７年中，全国各地的电价（包括工业和城市居民用电）都已不同程度增加。河南、山西有的电价涨幅超过３０％，北京市居民用电价格上调幅度甚至超过８０％。

这种对电价实行的“顺价”政策最终不了了之。

　　在中国经济持续快速⒄沟牡笨冢