2010年一开年，能源产业就遭遇到北方大雪的考验，被推到了全国注目的峰头浪尖：大批煤炭运输困难使煤价上涨预期加剧；电煤库存告急，部分省份拉闸限电；各界担心第三次“气荒”再次来临。一场大雪将能源产业一些长期存在的问题凸显出来，而伴随着能源行业的改革深入，部分问题有望在今年得到缓解或解决。

　　“气荒”催动定价机制改革

　　专家称天然气价改或在4月后

　　1月2日夜间，北京、天津、河北、内蒙古、山西等地出现强降温降雪天气，给各地生产、生活造成严重影响。由于去年11月后，国内天然气供应就曾在恶劣天气的影响下两度出现供应短缺，各界担心最近的这次强降温会导致这个冬天的第三次“气荒”。

　　业内人士指出，随着今年气源的增加，“气荒”今后发生的频率会变小，但根本而言，根治“气荒”的途径还在于理顺天然气定价机制。由于国内成品油定价机制已经理顺，天然气价改就成为今年资源价格改革中最重要的一环。专家预计，今年天然气价改最可能的时机是4月以后。

　　更多气源今年纳入保供轨道

　　就在上月底举行的第二次全国能源工作会议上，国家发改委副主任、国家能源局局长张国宝曾表示，今后几年天然气产量仍有望保持8％到9％的增速，但与日益增长的需求相比，确实有比较大的缺口。

　　不过，今年预计会出现多项有利缓解“气荒”的举措。首先是川气东送将正式投产。记者从中石化集团了解到，原本去年底投产的川气东送项目已推迟至今年初，但各地管道工程目前已全部完成中交，整个项目也已进入试运行。按照原计划，普光气田的产能可达120亿立方米/年，这对管道沿线用气紧张的省市无疑会带来福音。

　　同时，来自海外的天然气供应今年将显著增加。就在上月中旬，具有重要战略意义的中亚天然气管道正式运行。据悉，中亚天然气管道气源分为两个部分：一是来自中石油在阿姆河右岸区块生产的年130亿立方米天然气，二是来自土库曼斯坦康采恩供应的年170亿立方米天然气。

　　根据计划，中国最初有望通过该管道接收50亿立方米天然气，到10月份“双线通气”后，该管道的输气能力更可能增至300亿立方米，这相当于2007年我国国内天然气总产量的一半左右。

　　记者昨天从中石油集团获悉，近日，中亚天然气管道首站流量计已成功检测到由土库曼斯坦康采恩输送的达标纯净天然气，即采购自土库曼斯坦康采恩的第二气源天然气也首次进入管道。

　　业内普遍预期，通过该管道进口到中国的天然气有望缓解国内天然气严重短缺的局面。

　　此外，针对备受诟病的调峰不足“短板”，中石油集团上月批准《天然气业务调峰与应急规划》，在分析国内外调峰现状与调峰需求的基础上，提出了2010年至2020年调峰总体思路。

　　此外，中石油集团本周还宣布，亏本6000万以上从国际现货市场采购LNG，利用上海正在试运行的LNG设施进行增供。而元旦期间，6.5万吨LNG已顺利抵达上海洋山深水港码头。

　　定价机制调整势在必行

　　尽管如此，这些措施都是“治标”、而非“治本”。业内专家认为，解决“气荒”的根本途径还在于理顺价格。

　　“这次供应危机表面上是天气原因，实际还是国内缺气造成的。而缺气的根源还是在于目前天然气的价格管制。对于企业来说，没有利益的驱动，根本就没有动力去勘探更多的油气田。而进口天然气也是因为价格的矛盾迟迟难以进到国内。”中国石油大学工商管理学院的董秀成教授说。

　　易贸资讯分析师则表示，川气东送和西气东输二线的较高价格使其在市场推进中进展缓慢。如果价改方案早日出台，可能会有利于上述新气源的市场推广，也有利于缓解此刻的供需矛盾。

　　厦门大学能源经济研究中心主任林伯强告诉本报记者，目前我国天然气价格低于其实际价值，与同类能源相比价格偏低。未来可能参照成品油价税费改革，形成以市场供求关系为主导，政府宏观调控为辅助手段，在消费终端即以理顺零售价方式进行的改革方案。

　　“天然气定价机制改革接下来出台的可能性非常大。”他说。

　　中国石油大学工商管理学院的天然气问题专家刘毅军教授则向本报记者预测说，今年天然气价格改革最可能的时机不太会在年初，而是在4月份以后。

　　“这是因为经济开局之时不宜进行大动作，尤其是当前处在通货膨胀的敏感时期，经济复苏前景也不明朗，需要至少一个季度的观察期。因此，对天然气定价机制的改革很可能延至4月以后。”刘毅军说。

　　成品油定价机制微调在即

　　油价变动或成家常便饭

　　去年年初开始实施的成品油价税费改革意味着呼吁已久的新成品油定价机制真正落实。但由于定价规律易被掌握，发改委开始考虑对机制进行微调，即通过缩短调价周期来提高油价变化的灵活性。业内认为，此举意味着今后成品油调价将变得更加频繁，与国际接轨程度也更高。

　　在去年底进行的一次总结中，国家发改委表示，成品油价格和税费改革进一步完善了成品油价格机制，基本理顺成品油价格，有效保证成品油市场供应，可谓“成效卓著”。发改委当时还称，将进一步完善现行价格机制，积极稳妥地推进成品油价格市场化改革。

　　观察人士认为，这暗示了定价机制未来存在调整的可能。

　　“尽管新定价机制实现国内油价与国际油价的间接接轨，较以往有了很大进步，但由于22个工作日的定价策略给业界计算调价周期提供了可能，造成每轮调价‘窗口期’来临时国内的成品油调价预期空前强烈，市场投机囤油之风也屡屡刮起。这为新成品油定价机制的进一步完善提供了可能。”上述人士说。

　　而在上月举行“2009低碳经济与城市发展高峰论坛”上，一位业内人士也透露，我国现行的成品油定价机制正酝酿调整，调整的核心内容是缩短22个工作日的调价间隔，以避免目前出现的国内成品油价变动比国际油价变动“慢半拍”的情况。

　　易贸资讯分析师廖凯顺指出，成品油定价公式进一步调整，可能性比较大的只有缩短22个工作日这种方式。根据日本和台湾地区的成品油定价经验，日本是两周一调，台湾一周一调，特别是日本的成品油价格可以反映其国内的供需状况，并且是市场调整，而非政府来调整价格。这可以作为我国成品油定价方式的参考。

　　对此，国家发改委能源研究所前所长周凤起表示，调价间隔缩短后可能出现油价变化频繁，但消费者将会对此习以为常，“国外加油站的汽油价格几乎天天变。”

　　“当油价变动越来越频繁后，预测调价将越来越不容易，囤油成本也会增加。这对改善国内成品油市场秩序、提高供应能力不无裨益。”观察人士说。

　　晋煤今年将大量扩产 官员预计全年煤价总体平稳

　　山西省煤炭工业局局长王守祯5日对记者表示，今年山西煤炭产量将同比增长12%，预测煤炭价格将保持稳定。国家能源局副局长吴吟也预测，今年煤炭价格总体水平稳定。

　　数据显示，动力煤价格走势方面，煤价涨势不改。1 月4 日大同矿区5800 大卡动力煤上涨10 元/吨，兖州地区5000 大卡混煤上涨40 元/吨。中转地方面，煤价稳中有升。1 月4 日秦皇岛山西优混和山西大混分别较上周上涨5 元/吨和10 元/吨。广州港越南动力煤上涨10 元/吨。此外，国际方面，煤价大幅上涨。

　　市场煤价从2009年9月以来已经累计上涨了30%左右。不少人担心山西的煤矿企业兼并重组整合会影响今年的煤炭供应，造成煤炭资源紧张和煤电矛盾再次激化。王守祯对记者表示，重组整合后，2010年，山西省政府计划年产煤炭7亿吨，较2009年度的6.2亿吨同比增长12%，甚至超出历史最高产量——2008年的6.5亿吨。对保持供需平衡会起到重要作用。

　　“11月份煤炭产量已经达到6100万吨，12月份估计还要多。煤炭供应暂时出现紧张，原因在于，水电减少，对火电需求较大，取暖用电负荷较大，加之经济复苏对电力需求增长很大。作为煤炭大省，山西对煤炭供求平衡会起到很大的作用，但是，个别时段和个别地区出现紧张是正常的”。王守祯表示。

　　对于重组整合与关停小煤矿导致煤炭供应紧张的担忧，国家能源局副局长吴吟也认为，整合过程中，矿井会改造，会把周边的空白资源划给整合矿井，使得产能和产量扩大。从山西的数据看，整合改造后，产能会增长20%左右。尽管短期内会有影响，但从长期看产量会增长。这也符合煤炭工业十一五规划提出的“整合为主，新建为辅”的方针。

　　对于如何同时保证电煤供应，吴吟表示，要在全国推广山西的经验，在结构上会有一些把握，势必要将其与总量供给基本匹配。煤炭价格方面，由于冬季气温较低，现在是用煤高峰，电厂也在开足马力生产，局部地区有缺煤现象，有关部门正在积极采取措施。总体上看，今年煤炭价格总体水平稳定。

　　值得一提的是，全国其他地区煤炭重组整合也已经或者即将开展。河南的整合方案已经出台，2010年将成为河南的攻坚之年。另据透露，2010年，山东省省属七大煤炭企业集团的整合已经提上日程，山东的兖矿集团、枣庄矿业、淄博矿业、新汶矿业、龙口矿业、肥城矿业、临沂矿业合计过亿吨的产能有望整合。此外，内蒙、河北、黑龙江也已经为煤炭重组做好了前期准备。

　　值得注意的是，吴吟表示将向国务院建议资源税从价计征方案适时推出。资源税今年推出近期也已经得到了财政部官员的明确表态。业内普遍认为，3-5%是资源税上调最为可能的方案，资源税从价计征和调高税率将在短期内对煤炭行业盈利造成负面影响，但是长期来看，煤炭企业可以通过提价来向下游传导。不过，由于煤炭价格主要由供需面决定，资源税不起决定作用，因此如果今年煤炭供应充足，煤价将保持稳定。

　　“电荒”肆虐华中 根治须解决能源结构和交通问题

　　各发电企业电煤库存下滑严重，部分火电厂电煤告急，至1月5日，江西各火电厂的电煤库存仅为85万吨，只能支撑不到10天，加上近期寒潮来袭，电网保供电压力增大。不单是江西，华中地区的湖北省成为近期电荒的重点区域。而湖南、重庆情况也越来越恶劣。截至1月3日，国网直供电厂库存量仅为2111万吨，再创年内新低，库存可用天数为8天，已经逼近警戒线。

　　“电荒”肆虐鄂赣湘渝

　　华中地区湖北、江西二省成为近期电荒的重点区域。早在去年12月11日，湖北全省就进入拉闸限电状态，实施按计划用电。从去年12月28日起，武汉近2000家工厂开始轮流停产让电，以保市民生活用电。去年12月28日数据显示，湖北电煤库存为94万吨，可用天数为10天。

　　湖北电力公司一位人士告诉本报记者，“到1月3日，库存回升到120万吨。但是还无法缓解电煤紧张状况，因为去年同期库存在260万吨。虽然因为工厂停工，元旦假期没有拉闸限电，但是，去年12月一直在限电，12月30日限电3400多万度，31日限电近2000万度”。

　　上述人士表示，湖北近期还会拉闸限电，湖北一方面大力提高电煤库存一方面加大外购电来应对今年一季度的紧张状况。

　　至1月5日，江西各火电厂的电煤库存仅为85万吨，远低于省政府提出的230万吨的库存要求，按目前1000万千瓦用电负荷，全省发电每天需要8至10万吨煤炭，眼下的电煤库存只能支撑不到10天，电煤库存紧张局势能否缓解，直接关系到电力能否正常可靠供应。

　　煤炭匮乏和交通瓶颈是主要症结

　　国家电网公司一位中层领导在接受记者采访时认为，每年华中地区冬季都有这个问题，不过今年由于电煤谈判和经济强劲复苏的原因糅合在一起，导致问题严重性凸现出来了。

　　他认为，首先，就是能源结构问题，华中不缺发电机组，但是缺煤，特别是湖北、湖南、江西三省基本没有什么煤炭，绝大部分靠外省，由于一贯认为华中这三个省水电占比例较大，所以忽视了其煤炭资源的不足。第二，就是交通的症结。目前还没有一条从北方产煤省到华中的专用运煤通道，不像北方有大秦线直接连到秦皇岛。

　　“虽然东南沿海更加远离煤炭资源中心，但是华中地区的问题严重得多。因为江浙闽靠着大海，煤炭从大秦线运到港口。沿海省份还可以从国外购煤。”

　　此外，国家电网特高压部门领导对记者表示，现在山西、蒙西、陕西往外省输煤和输电的比重是1比20，即不到5%是以电的形式外运，95%以上是运煤。根据国家电网规划，2012年，将建成“两纵两横”特高压骨干电网，将“三西”煤电基地、内蒙古和河北风电基地、西南水电基地的电力送往京津冀鲁、华东、华中负荷中心。届时特高压输电能力超过5000万千瓦，每年可输送电量3000亿千瓦时，相当于输送煤炭1.5亿吨。