一、化石能源消費稅或將試點開征
1月10日，全國能源經濟工作會議獲悉，2015年我國能源消費總量將控制在41億噸標煤左右，“十二五”期間將逐步建立有效合理控制能源總量的倒逼機制，未來將研究開征化石能源消費稅，并實現原油、天然氣和煤炭資源稅從價計征。
據介紹，到2015年，我國能源消費總量的目標將控制在41億噸標煤左右。從能源構成來看，煤炭占我國能源消費總量的70%，石油、天然氣次之。可見，要實現41億噸的能源消費目標，控制化石能源消費是重頭。意見稿提出，未來將研究征收化石能源消費稅，實現天然氣和煤炭資源稅從價計征，研究制定與回采率掛鉤的差別化資源稅費政策，完善石油等能源特別收益金制度。
所謂倒逼機制，就是嚴格限定各個地方政府的能源消費總量，然后依此逼迫地方政府調整產業結構，改變以能源消耗為主的經濟增長模式，進而從多方面入手來抑制各個地方能源消費量的上升。
廈門大學中國能源經濟研究中心主任林伯強認為，征收化石能源消費稅會推高能源價格，再加之收稅存在難度，在已經征收資源稅的情況下，化石能源消費稅不會很快開征，在“十二五”期間更可能是進行個別試點。控制能源消費總量機制要發揮倒逼作用還需要比較長期的過程，短期內難以見效。
能源消費總量控制方案一旦實施，意味著在單位GDP能源消費強度的變量控制基礎上，將增加能源消費總量這一定量控制指標。這將有效抑制各地過分追求GDP而忽視能源消耗的現象發生，提高各地的經濟發展質量，加快推進我國經濟增長方式的轉變。為實現節能環保目標，未來國家逐步控制煤炭、石油、天然氣的消費總量將是大勢所趨，而通過稅收政策調控將是重要手段之一。化石能源消費稅是通過價格來調節能源消費，可以影響用戶的消費習慣，防止過度浪費。
二、油荒問題難解決
最近幾年，國內成品油的供求矛盾始終比較尖銳，每年需求旺季都會出現柴油供應緊張的局面。
自2012年1月1日起，我國進出口關稅將進行部分調整。為積極擴大進口，滿足國內經濟社會發展及消費需求，2012年我國將對730多種商品實施較低的進口暫定稅率，平均稅率為4.4%，比最惠國稅率低50%以上。這些商品中包括成品油等。
由于我國對能源依存度很高，每年石油消耗很大，今年各地都出現了柴油荒，進口關稅的降低，是為了放大2012年的成品油進口量，減少明年柴油荒再次出現的幾率。
政策出臺這一舉措，在很大程度上也是希望兩大石油公司能夠加大成品油進口，保障國內成品油供應。
成品油進口關稅下調，毫無疑問可以提高進口量，并在一定程度上緩解供油緊張。但是，油荒是否就因此戛然而止業內還存有很大的質疑。
早在今年10月份供油緊張大范圍出現的時候，業內人士就稱，并不是真的缺油，而是兩大油企因為對當時下調油價不滿，不愿意給民營企業供油造成的。
由于“兩巨頭”牢牢抓住原油和成品油的進口權，使得他們成為此次關稅下調的獨享者和最大獲益者。面對國內供油緊張的屢次出現，“兩巨頭”操縱市場的籌碼也愈加擴大化。
因此，如果成品油定價機制不理順，不放開石油、成品油的進口壟斷，允許所有企業進口石油和成品油。油荒的問題恐怕不會就此結束。
三、國際油價仍高位震蕩
歐盟外交官1月4日透露，歐盟各國已就禁止伊朗石油進入歐盟達成初步協議，至于該禁令何時實施則暫未決定。而根據去年12月的歐盟外長會議，歐盟將于1月30日召開峰會，屆時很可能出臺正式的對伊石油禁運措施。
而歐盟擬推出禁運令的消息觸動了國際油價敏感的神經，布倫特原油期貨立即上漲超過1個百分點，每桶油價躥升至113美元以上。盤中，油價還一度創下最近七周的新高。
據中宇資訊數據統計，2011年2到4月國際原油在利比亞動亂的攪動下出現近30美元/桶的暴漲，而利比亞原油供應僅占全球供應的0.5%左右，但是伊朗的原油供應占到全球供應的4%以上，相當于中國1/3的需求量，假如伊朗問題惡化，必將推高油價。
中宇油品分析師申濤表示，2012年國際油價將至少推高至150美元/桶上方。
而目前我國成品油價格調價機制，當國際市場原油（布倫特、迪拜、辛塔）價格連續22個工作日移動平均價格變化超過4％時，可相應調整國內汽、柴油價格。而在國際原油價格上漲的大趨勢下，我國成品油價格逐步走高或也不可避免。
2011年原油價格整體處于寬幅震蕩格局。目前國內的成品油價格走勢基本與國際油價保持同向，2012年，受中東局勢不確定性、歐債危機等因素影響，預計國際原油仍將維持較高走勢。
盡管今年我國成品油價格機制有望調整，但是在未調整以前，國際油價的高低仍將直接影響我國成品油價格的高低。
四、定價改革或促天然氣價格上漲
發改委決定自12月26日起，在廣東省、廣西壯族自治區開展天然氣價格形成機制改革試點。業內人士認為，這標志著醞釀已久的天然氣價格形成機制改革破冰，天然氣定價機制開始走向市場化。
長期以來，我國國內和進口天然氣價格倒掛問題嚴峻，價格改革呼聲已久。
中石油董事長蔣潔敏透露，目前中石油進口天然氣虧損在每立方米1元以上，預計今年中石油天然氣業務的虧損額超過200億元。
自2005年以來，我國已三次調整了國產陸上天然氣出廠基準價格。而此次選擇廣東和廣西進行試點，發改委稱，原因是這兩個地方是新興的天然氣市場，目前沒有國產陸上管道天然氣供應，氣源更加接近國際市場。
另外，發改委指出，我國天然氣價格改革的最終目標是放開天然氣出廠價格，由市場競爭形成，政府只對具有自然壟斷性質的天然氣管道運輸價格進行管理。
有分析師表示，短期來看，試點區域內的天然氣價格不會出現較大的上漲，但是隨著天然氣改革范圍的逐步擴大以及進口天然氣的逐步增加，天然氣價格將會呈現出不斷上漲的態勢。
天然氣在我國屬于匱乏資源，在供求關系上也處在供不應求的階段，天然氣的價改可以更加合理有效的解決資源配置問題，并且保證天然氣供求關系的平衡。
此次價改的亮點在于天然氣定價方法的改變，由原先的“成本加成”方法改為“市場凈回值”法，這樣將由成本定價轉化為市場競爭方式會更加靈活的凸顯出天然氣價格在市場中的現狀。
價格改革只是天然氣市場改革的一部分，甚至是核心部分。但天然氣市場根本性改革，不僅僅是價格改革單方面能夠解決的。現在價格的小步改革，是在天然氣市場化改革沒有引入的情況下進行的價格改革，仍然是過渡性改革。
五、暴利稅起征點提高緩解煉油盈利焦慮
從2011年11月1日起，石油特別收益金從目前的40美元/桶提高至55美元/桶。經測算中石化所需繳納的“暴利稅”將減少86億，中石油將減少225億元。此前兩大石油巨頭均表示煉油虧損成本壓力大，并呼吁上調起征點。
之前，我國執行的還是2006年頒布的《石油特別收益金征收管理辦法》。根據此《辦法》，企業需要為每桶40美元以上的收入部分繳納特別收益金。這意味著，當國際油價在100美元/桶的時候，每桶油中有60美元要被征收石油特別收益金。
一方面，是在資源稅從價計征后，中石油和中石化在2011-2012年度盈利將明顯減少。另一方面，與設置石油暴利稅的2006年相比，國際油價已經大幅上漲，國內石油開采成本也節節攀升。在這種壓力下繼續多收石油暴利稅，煉油環節的巨大虧損將不可避免。
每年年報季報發布的時候，兩大油企的巨額利潤讓人瞠目結舌。但同時，兩大油企也經常會因為煉油業務而喊虧。報告顯示。中石油去年1-9月虧損達到415億，中石化煉油則虧損246.10億元。
盡管對這一數字業內存有很大的質疑，尤其是據發改委去年10月26日披露的信息顯示，因國際油價高漲，2011年1-8月份，煉油行業累計虧損18.4億元。這與兩大油企發布的數據差距甚大。
對于兩大油企來說，暴利稅起征點提高后，在資源稅改革由從量計征改為從價計征而產生的盈利焦慮終于可以緩解了。盡管起征點沒有此前申請的70美元/桶那么理想，但仍舊獲益匪淺。
盡管每當國際油價過高時，中石化和中石油就高呼煉油虧損，但事實上兩大油企每年的利潤都讓人嗔目結舌。頂著全球最賺錢公司的光環卻總是喊虧一直被公眾所不滿。而值得注意的是，兩大油企的煉油業務之所以虧損是因為把開采板塊和煉油板塊分開計算，中間用國際油價來進行定價，所謂的虧損不過是“左手轉右手”的問題。
而此次暴利稅起征點下調可以說是如了兩大油企的愿，而公眾更加期待的是兩大油企可以因此加強煉油的積極性，加大成品油供應，不要總是喊窮求補貼。
六、成品油定價機制改革有望破冰
自2009年1月1日新成品油價格機制實行以來，國內成品油價格調整15次，10升5降。其中，2009年我國汽柴油價格調整8次，2010年調整4次，2011年僅調整3次。
現行成品油定價機制運行兩年來，暴露出一系列問題。其中兩個問題最為嚴重，一是，調價具有滯后性，無法對市場供需關系做出準確反應，導致漲易跌難；二是，放大市場預期，加重投機套利。
由于國內成品油價隨著國際油價變動而變動，而且變化幅度達到4%才進行調整，當國際油價下跌時，國內成品油價格預期下調，此時為了降低損失，就存在一個清庫存的過程；反之，當國際油價上漲時，國內成品油價格預期上調，市場將會通過囤油獲取無風險收益。因此，當國際油價出現劇烈波動時，很容易人為造成成品油供應領域的非正常波動，進而加劇供需失衡。
在既往的價格調整過程中，為控制國內物價水平，成品油價格調整幅度低于同期國際油價波動幅度。
有消息稱，成品油定價機制改革已基本形成了“大致成熟”的方案。但鑒于國際油價趨勢，發改委內部態度趨于謹慎，價改新方案何時出臺還面臨不確定性。
新方案調整主要涉及三方面：一是縮短調價周期，調價時間從現行22天或減少到10天；二是改進調價操作方式，定價權下放到企業，發改委不再審批價格調整。三是改變原來三地原油變化率選取的標準，從原來的迪拜、辛塔和布倫特改為新加坡、鹿特丹和紐約，并調整每次調價的4%紅線標準。
成品油定價機制自2009年實行以來，可謂是弊端諸多。每年出現的油荒與成品油定價機制未理順有著很大的關系。
一味以國際油價為定價參考標準而與國內市場供需脫節也是目前成品油定價機制的一大缺陷。國內市場的供需關系無法左右國內成品油價使得油荒時價格依然較低，市場的調節機制無法發揮作用。隨著用油旺季來臨導致供需緊張，國內可能會出現油荒。
成品油定價機制改革早已在業內呼吁很久，雖然其操作方式還存在一定爭議，但是仍舊被認為是有效解決油荒的方式之一。
七、“限價令”下煤價穩中略漲
整個2011年從年初到年末都在說著煤價過高，到底煤價高到了什么程度？
曾經，華電國際董秘周連青告訴記者，十一年前，也就是2000年，煤炭平均價格為每噸227元，2010年年底已經到了799元，到2011年，動力煤平均價格已經超過850元/噸。
煤炭翻幾倍的漲價，帶來的便是下游火電行業性的大虧損，火電企業發電即虧的現狀讓發改委坐不住了。
由此，在2011年即將接近尾聲時，發改委提出了對煤價的指導意見，2012年年度重點合同煤價格最高可上調5%，包括秦皇島港在內的北方港口5500大卡熱量的電煤現貨價格不得高于800元/噸。
政策使然也好，市場因素也罷，總之，之后秦皇島港動力煤價連續8周下跌，上周也就是2012年的第一周已經跌到發改委限定的800元/噸，并且本周繼續有下滑的趨勢。
至于2012年煤價走勢情況，在記者采訪的多位煤炭專家中，紛紛認為煤價仍會保持上漲的趨勢不可改變，但漲價幅度與2011年相比會有趨緩的態勢。中投顧問研究總監張硯霖表示，由于目前電力市場尚未實現完全的市場化，政府的干預是必要的。
煤炭作為不可再生資源，價格上漲是肯定的。只是，對于一個國家而言，煤價的變動帶來的影響用牽一發而動全身來形容毫不夸張，否則發改委就不會出臺“限價令”。
只是，煤炭已經市場化，國家行政的干預一時尚可，長久不見得有效，最終仍是市場供求對煤價起主導作用。
八、火電2012年有望實現扭虧
2011年，監管部門先后3次針對不同地區進行上網電價的調整，最后一次平均3分錢的漲價幅度非常給力，給火電企業帶來了扭虧的希望。
而之所以多次漲價，緣由很簡單，曾經被冠以“電老虎”之稱的電力行業隨著近幾年尤其是2011年的巨虧已威風不如當年，伴隨著的則是一系列虧損的數字。
雖然2011年全年五大電力集團的生產數據還沒有看到，但從上半年的數據中足以管中窺豹。中電聯全國電力供需分析報告稱，華能、大唐、華電、國電、中電投五大發電集團2011年上半年火電生產虧損153.8億元，同比增虧95.2億元。
巨虧之下，煤價持續上漲電價漲幅緩慢成為主要原因，十年前，一千度電平均價格為335元，十年后只漲到了410元。
上下游明顯不對等的漲幅變化則是市場煤，計劃電帶來的最直觀的表現，火電的虧損再所難免。而體制也不是短期內能夠改變的，發改委及時的出拳就變得很有必要。前兩次部分地區的微調價，多數火電企業的發電積極性沒有被調動起來，而第三調價后，多家電廠紛紛表示若煤價沒有繼續跟漲，上網電價提價的幅度可以使企業實現扭虧為盈。
在高煤價、高財務費用的重負下，以火電發電為主營業務的火電企業在2011年卻寧愿關停機組，也不愿發電。可見火電行業性的虧損已經非常嚴重。
然而，體制上的矛盾得到解決一時半會還是無法實現的。
雖然行政上的干預不能解決問題的根本，但最起碼可以解決燃眉之急，使火電企業能夠一步步走出循環虧損的困境。
九、破解煤電頂牛電價體制改革提上日程
據中央經濟工作會議提出，要逐步理順煤電價格關系。業內專家指出，雖然還沒有看到任何實質性的進展，但市場煤計劃電帶來的的負面影響已經到了必須要解決的地步。2012年有望成為煤電頂牛的破冰之年。
近幾年來，國家對于電價改革總是停留在行政范圍內，并且多是一改革就必漲電價，主要通過發改委在不同時期對電價進行微調的方式解決出現的問題。調價力度最大的還是在2011年。
從2011年4月份開始，發改委就陸續上調不同省份的上網電價，其中就包括從6月1日起上調15個省市工商業、農業用電價格平均每千瓦時1.67分錢。
然而，在煤電頂牛持續了將近一年的2011年，多次調整仍是采取計劃經濟的方式，運用行政手段去解決。市場煤、計劃電的體制現狀并沒有改變。
上述專家指出，此次年初的中央經濟會議明顯有改變煤電現有體制的跡象，煤電價格體制的改革肯定會進行，只是時間的問題。顯然，政府已經把這個問題提上了日程，2012年也會成為解決這個問題的關鍵一年。
就在2011年發改委第三次上調電價中，另一個問題也被首次提出，那就是居民實行階梯電價的問題。此前的電價調整沒有對居民電價進行任何變動。今年也是居民階梯電價試行的第一年。
光靠監管部門這種救急式的解決方式根本不能徹底解決煤電頂牛，想必政府已經意識到了這一點，由此理順煤電關系被提出，電價改革關鍵還在市場煤與計劃電這一體制上的改革。
十、海內外買礦熱依舊熱度不減
提到國內的眾多能源企業，尤其是如煤炭、石油、電力等等，海內外積極購礦可以成為2011年共同的關注點。而一位不愿透露姓名的業內專家對記者指出，未來十年購礦對于能源企業來說，可以說是投資的最好方式，2012年將仍是國內能源企業投資的主要方向。
無論從數量上還是金額上，2011年國內外能源及礦產行業完成的并購遙遙領先其他行業。據清科研究中心數據顯示，2011年能源及礦產行業完成的并購交易數量為153起，占并購總量的13.2%，并購交易金額高達219.83億美元，占并購總額的32.8%。
值得一提的則是各家企業對國內外煤礦的熱衷。隨著上游煤價的上漲、下游火電的虧損，2011年出現的一個現象則是火電企業積極買礦，積極向上游擴張，但多數仍是集中在對國內煤礦資源的收購上。五大電力集團全部參與其中，其中華電國際在內蒙等省市均有自己參股或控股的煤礦資產。
而對于煤炭企業來說，則把部分關注點放在了國外的煤礦資源上。
就在即將跨入2012年的最后幾天里，兗州煤業完成了在澳洲的最大的煤炭資源并購項目，并且通過換股加現金的方式開創了新的海外并購礦產資源的謀式。
然而，買礦給這些能源企業帶來高回報的同時也相應有著高風險，失敗的案例也比比皆是，五礦集團65億美元收購海外銅礦流產就是其中之一。
多數礦產資源都屬于不可再生資源，在全球礦產資源日益減少的同時，買礦無疑是回報率相對較高的投資方式。而如何以合適的價格，合適的方式購買到國外的更多礦產，則是國內能源企業需要考慮的問題。
以兗州煤業為例，為什么海外礦產收購能夠順風順水？是因為近10年的澳洲探索路已經使得它對當地的各種環境有了足夠的了解。知已知彼，這樣，企業才能避免更多因流產帶來的成本損失。
雖然業內期盼已久的“十二五”能源規劃未能在2011年面世，但“十二五”能源發展的基本思路已經初步成型，各項發展目標基本浮出水面，為“十二五”能源發展定下了基調。特別是煤、電、石油和天然氣等傳統能源的發展，在多年的糾結徘徊之后，一場聲勢浩大的行業變革已經山雨欲來。
（來源：《證券日報》）
