一、化石能源消费税或将试点开征
1月10日，全国能源经济工作会议获悉，2015年我国能源消费总量将控制在41亿吨标煤左右，“十二五”期间将逐步建立有效合理控制能源总量的倒逼机制，未来将研究开征化石能源消费税，并实现原油、天然气和煤炭资源税从价计征。
据介绍，到2015年，我国能源消费总量的目标将控制在41亿吨标煤左右。从能源构成来看，煤炭占我国能源消费总量的70%，石油、天然气次之。可见，要实现41亿吨的能源消费目标，控制化石能源消费是重头。意见稿提出，未来将研究征收化石能源消费税，实现天然气和煤炭资源税从价计征，研究制定与回采率挂钩的差别化资源税费政策，完善石油等能源特别收益金制度。
所谓倒逼机制，就是严格限定各个地方政府的能源消费总量，然后依此逼迫地方政府调整产业结构，改变以能源消耗为主的经济增长模式，进而从多方面入手来抑制各个地方能源消费量的上升。
厦门大学中国能源经济研究中心主任林伯强认为，征收化石能源消费税会推高能源价格，再加之收税存在难度，在已经征收资源税的情况下，化石能源消费税不会很快开征，在“十二五”期间更可能是进行个别试点。控制能源消费总量机制要发挥倒逼作用还需要比较长期的过程，短期内难以见效。
能源消费总量控制方案一旦实施，意味着在单位GDP能源消费强度的变量控制基础上，将增加能源消费总量这一定量控制指标。这将有效抑制各地过分追求GDP而忽视能源消耗的现象发生，提高各地的经济发展质量，加快推进我国经济增长方式的转变。为实现节能环保目标，未来国家逐步控制煤炭、石油、天然气的消费总量将是大势所趋，而通过税收政策调控将是重要手段之一。化石能源消费税是通过价格来调节能源消费，可以影响用户的消费习惯，防止过度浪费。
二、油荒问题难解决
最近几年，国内成品油的供求矛盾始终比较尖锐，每年需求旺季都会出现柴油供应紧张的局面。
自2012年1月1日起，我国进出口关税将进行部分调整。为积极扩大进口，满足国内经济社会发展及消费需求，2012年我国将对730多种商品实施较低的进口暂定税率，平均税率为4.4%，比最惠国税率低50%以上。这些商品中包括成品油等。
由于我国对能源依存度很高，每年石油消耗很大，今年各地都出现了柴油荒，进口关税的降低，是为了放大2012年的成品油进口量，减少明年柴油荒再次出现的几率。
政策出台这一举措，在很大程度上也是希望两大石油公司能够加大成品油进口，保障国内成品油供应。
成品油进口关税下调，毫无疑问可以提高进口量，并在一定程度上缓解供油紧张。但是，油荒是否就因此戛然而止业内还存有很大的质疑。
早在今年10月份供油紧张大范围出现的时候，业内人士就称，并不是真的缺油，而是两大油企因为对当时下调油价不满，不愿意给民营企业供油造成的。
由于“两巨头”牢牢抓住原油和成品油的进口权，使得他们成为此次关税下调的独享者和最大获益者。面对国内供油紧张的屡次出现，“两巨头”操纵市场的筹码也愈加扩大化。
因此，如果成品油定价机制不理顺，不放开石油、成品油的进口垄断，允许所有企业进口石油和成品油。油荒的问题恐怕不会就此结束。
三、国际油价仍高位震荡
欧盟外交官1月4日透露，欧盟各国已就禁止伊朗石油进入欧盟达成初步协议，至于该禁令何时实施则暂未决定。而根据去年12月的欧盟外长会议，欧盟将于1月30日召开峰会，届时很可能出台正式的对伊石油禁运措施。
而欧盟拟推出禁运令的消息触动了国际油价敏感的神经，布伦特原油期货立即上涨超过1个百分点，每桶油价蹿升至113美元以上。盘中，油价还一度创下最近七周的新高。
据中宇资讯数据统计，2011年2到4月国际原油在利比亚动乱的搅动下出现近30美元/桶的暴涨，而利比亚原油供应仅占全球供应的0.5%左右，但是伊朗的原油供应占到全球供应的4%以上，相当于中国1/3的需求量，假如伊朗问题恶化，必将推高油价。
中宇油品分析师申涛表示，2012年国际油价将至少推高至150美元/桶上方。
而目前我国成品油价格调价机制，当国际市场原油（布伦特、迪拜、辛塔）价格连续22个工作日移动平均价格变化超过4％时，可相应调整国内汽、柴油价格。而在国际原油价格上涨的大趋势下，我国成品油价格逐步走高或也不可避免。
2011年原油价格整体处于宽幅震荡格局。目前国内的成品油价格走势基本与国际油价保持同向，2012年，受中东局势不确定性、欧债危机等因素影响，预计国际原油仍将维持较高走势。
尽管今年我国成品油价格机制有望调整，但是在未调整以前，国际油价的高低仍将直接影响我国成品油价格的高低。
四、定价改革或促天然气价格上涨
发改委决定自12月26日起，在广东省、广西壮族自治区开展天然气价格形成机制改革试点。业内人士认为，这标志着酝酿已久的天然气价格形成机制改革破冰，天然气定价机制开始走向市场化。
长期以来，我国国内和进口天然气价格倒挂问题严峻，价格改革呼声已久。
中石油董事长蒋洁敏透露，目前中石油进口天然气亏损在每立方米1元以上，预计今年中石油天然气业务的亏损额超过200亿元。
自2005年以来，我国已三次调整了国产陆上天然气出厂基准价格。而此次选择广东和广西进行试点，发改委称，原因是这两个地方是新兴的天然气市场，目前没有国产陆上管道天然气供应，气源更加接近国际市场。
另外，发改委指出，我国天然气价格改革的最终目标是放开天然气出厂价格，由市场竞争形成，政府只对具有自然垄断性质的天然气管道运输价格进行管理。
有分析师表示，短期来看，试点区域内的天然气价格不会出现较大的上涨，但是随着天然气改革范围的逐步扩大以及进口天然气的逐步增加，天然气价格将会呈现出不断上涨的态势。
天然气在我国属于匮乏资源，在供求关系上也处在供不应求的阶段，天然气的价改可以更加合理有效的解决资源配置问题，并且保证天然气供求关系的平衡。
此次价改的亮点在于天然气定价方法的改变，由原先的“成本加成”方法改为“市场净回值”法，这样将由成本定价转化为市场竞争方式会更加灵活的凸显出天然气价格在市场中的现状。
价格改革只是天然气市场改革的一部分，甚至是核心部分。但天然气市场根本性改革，不仅仅是价格改革单方面能够解决的。现在价格的小步改革，是在天然气市场化改革没有引入的情况下进行的价格改革，仍然是过渡性改革。
五、暴利税起征点提高缓解炼油盈利焦虑
从2011年11月1日起，石油特别收益金从目前的40美元/桶提高至55美元/桶。经测算中石化所需缴纳的“暴利税”将减少86亿，中石油将减少225亿元。此前两大石油巨头均表示炼油亏损成本压力大，并呼吁上调起征点。
之前，我国执行的还是2006年颁布的《石油特别收益金征收管理办法》。根据此《办法》，企业需要为每桶40美元以上的收入部分缴纳特别收益金。这意味着，当国际油价在100美元/桶的时候，每桶油中有60美元要被征收石油特别收益金。
一方面，是在资源税从价计征后，中石油和中石化在2011-2012年度盈利将明显减少。另一方面，与设置石油暴利税的2006年相比，国际油价已经大幅上涨，国内石油开采成本也节节攀升。在这种压力下继续多收石油暴利税，炼油环节的巨大亏损将不可避免。
每年年报季报发布的时候，两大油企的巨额利润让人瞠目结舌。但同时，两大油企也经常会因为炼油业务而喊亏。报告显示。中石油去年1-9月亏损达到415亿，中石化炼油则亏损246.10亿元。
尽管对这一数字业内存有很大的质疑，尤其是据发改委去年10月26日披露的信息显示，因国际油价高涨，2011年1-8月份，炼油行业累计亏损18.4亿元。这与两大油企发布的数据差距甚大。
对于两大油企来说，暴利税起征点提高后，在资源税改革由从量计征改为从价计征而产生的盈利焦虑终于可以缓解了。尽管起征点没有此前申请的70美元/桶那么理想，但仍旧获益匪浅。
尽管每当国际油价过高时，中石化和中石油就高呼炼油亏损，但事实上两大油企每年的利润都让人嗔目结舌。顶着全球最赚钱公司的光环却总是喊亏一直被公众所不满。而值得注意的是，两大油企的炼油业务之所以亏损是因为把开采板块和炼油板块分开计算，中间用国际油价来进行定价，所谓的亏损不过是“左手转右手”的问题。
而此次暴利税起征点下调可以说是如了两大油企的愿，而公众更加期待的是两大油企可以因此加强炼油的积极性，加大成品油供应，不要总是喊穷求补贴。
六、成品油定价机制改革有望破冰
自2009年1月1日新成品油价格机制实行以来，国内成品油价格调整15次，10升5降。其中，2009年我国汽柴油价格调整8次，2010年调整4次，2011年仅调整3次。
现行成品油定价机制运行两年来，暴露出一系列问题。其中两个问题最为严重，一是，调价具有滞后性，无法对市场供需关系做出准确反应，导致涨易跌难；二是，放大市场预期，加重投机套利。
由于国内成品油价随着国际油价变动而变动，而且变化幅度达到4%才进行调整，当国际油价下跌时，国内成品油价格预期下调，此时为了降低损失，就存在一个清库存的过程；反之，当国际油价上涨时，国内成品油价格预期上调，市场将会通过囤油获取无风险收益。因此，当国际油价出现剧烈波动时，很容易人为造成成品油供应领域的非正常波动，进而加剧供需失衡。
在既往的价格调整过程中，为控制国内物价水平，成品油价格调整幅度低于同期国际油价波动幅度。
有消息称，成品油定价机制改革已基本形成了“大致成熟”的方案。但鉴于国际油价趋势，发改委内部态度趋于谨慎，价改新方案何时出台还面临不确定性。
新方案调整主要涉及三方面：一是缩短调价周期，调价时间从现行22天或减少到10天；二是改进调价操作方式，定价权下放到企业，发改委不再审批价格调整。三是改变原来三地原油变化率选取的标准，从原来的迪拜、辛塔和布伦特改为新加坡、鹿特丹和纽约，并调整每次调价的4%红线标准。
成品油定价机制自2009年实行以来，可谓是弊端诸多。每年出现的油荒与成品油定价机制未理顺有着很大的关系。
一味以国际油价为定价参考标准而与国内市场供需脱节也是目前成品油定价机制的一大缺陷。国内市场的供需关系无法左右国内成品油价使得油荒时价格依然较低，市场的调节机制无法发挥作用。随着用油旺季来临导致供需紧张，国内可能会出现油荒。
成品油定价机制改革早已在业内呼吁很久，虽然其操作方式还存在一定争议，但是仍旧被认为是有效解决油荒的方式之一。
七、“限价令”下煤价稳中略涨
整个2011年从年初到年末都在说着煤价过高，到底煤价高到了什么程度？
曾经，华电国际董秘周连青告诉记者，十一年前，也就是2000年，煤炭平均价格为每吨227元，2010年年底已经到了799元，到2011年，动力煤平均价格已经超过850元/吨。
煤炭翻几倍的涨价，带来的便是下游火电行业性的大亏损，火电企业发电即亏的现状让发改委坐不住了。
由此，在2011年即将接近尾声时，发改委提出了对煤价的指导意见，2012年年度重点合同煤价格最高可上调5%，包括秦皇岛港在内的北方港口5500大卡热量的电煤现货价格不得高于800元/吨。
政策使然也好，市场因素也罢，总之，之后秦皇岛港动力煤价连续8周下跌，上周也就是2012年的第一周已经跌到发改委限定的800元/吨，并且本周继续有下滑的趋势。
至于2012年煤价走势情况，在记者采访的多位煤炭专家中，纷纷认为煤价仍会保持上涨的趋势不可改变，但涨价幅度与2011年相比会有趋缓的态势。中投顾问研究总监张砚霖表示，由于目前电力市场尚未实现完全的市场化，政府的干预是必要的。
煤炭作为不可再生资源，价格上涨是肯定的。只是，对于一个国家而言，煤价的变动带来的影响用牵一发而动全身来形容毫不夸张，否则发改委就不会出台“限价令”。
只是，煤炭已经市场化，国家行政的干预一时尚可，长久不见得有效，最终仍是市场供求对煤价起主导作用。
八、火电2012年有望实现扭亏
2011年，监管部门先后3次针对不同地区进行上网电价的调整，最后一次平均3分钱的涨价幅度非常给力，给火电企业带来了扭亏的希望。
而之所以多次涨价，缘由很简单，曾经被冠以“电老虎”之称的电力行业随着近几年尤其是2011年的巨亏已威风不如当年，伴随着的则是一系列亏损的数字。
虽然2011年全年五大电力集团的生产数据还没有看到，但从上半年的数据中足以管中窥豹。中电联全国电力供需分析报告称，华能、大唐、华电、国电、中电投五大发电集团2011年上半年火电生产亏损153.8亿元，同比增亏95.2亿元。
巨亏之下，煤价持续上涨电价涨幅缓慢成为主要原因，十年前，一千度电平均价格为335元，十年后只涨到了410元。
上下游明显不对等的涨幅变化则是市场煤，计划电带来的最直观的表现，火电的亏损再所难免。而体制也不是短期内能够改变的，发改委及时的出拳就变得很有必要。前两次部分地区的微调价，多数火电企业的发电积极性没有被调动起来，而第三调价后，多家电厂纷纷表示若煤价没有继续跟涨，上网电价提价的幅度可以使企业实现扭亏为盈。
在高煤价、高财务费用的重负下，以火电发电为主营业务的火电企业在2011年却宁愿关停机组，也不愿发电。可见火电行业性的亏损已经非常严重。
然而，体制上的矛盾得到解决一时半会还是无法实现的。
虽然行政上的干预不能解决问题的根本，但最起码可以解决燃眉之急，使火电企业能够一步步走出循环亏损的困境。
九、破解煤电顶牛电价体制改革提上日程
据中央经济工作会议提出，要逐步理顺煤电价格关系。业内专家指出，虽然还没有看到任何实质性的进展，但市场煤计划电带来的的负面影响已经到了必须要解决的地步。2012年有望成为煤电顶牛的破冰之年。
近几年来，国家对于电价改革总是停留在行政范围内，并且多是一改革就必涨电价，主要通过发改委在不同时期对电价进行微调的方式解决出现的问题。调价力度最大的还是在2011年。
从2011年4月份开始，发改委就陆续上调不同省份的上网电价，其中就包括从6月1日起上调15个省市工商业、农业用电价格平均每千瓦时1.67分钱。
然而，在煤电顶牛持续了将近一年的2011年，多次调整仍是采取计划经济的方式，运用行政手段去解决。市场煤、计划电的体制现状并没有改变。
上述专家指出，此次年初的中央经济会议明显有改变煤电现有体制的迹象，煤电价格体制的改革肯定会进行，只是时间的问题。显然，政府已经把这个问题提上了日程，2012年也会成为解决这个问题的关键一年。
就在2011年发改委第三次上调电价中，另一个问题也被首次提出，那就是居民实行阶梯电价的问题。此前的电价调整没有对居民电价进行任何变动。今年也是居民阶梯电价试行的第一年。
光靠监管部门这种救急式的解决方式根本不能彻底解决煤电顶牛，想必政府已经意识到了这一点，由此理顺煤电关系被提出，电价改革关键还在市场煤与计划电这一体制上的改革。
十、海内外买矿热依旧热度不减
提到国内的众多能源企业，尤其是如煤炭、石油、电力等等，海内外积极购矿可以成为2011年共同的关注点。而一位不愿透露姓名的业内专家对记者指出，未来十年购矿对于能源企业来说，可以说是投资的最好方式，2012年将仍是国内能源企业投资的主要方向。
无论从数量上还是金额上，2011年国内外能源及矿产行业完成的并购遥遥领先其他行业。据清科研究中心数据显示，2011年能源及矿产行业完成的并购交易数量为153起，占并购总量的13.2%，并购交易金额高达219.83亿美元，占并购总额的32.8%。
值得一提的则是各家企业对国内外煤矿的热衷。随着上游煤价的上涨、下游火电的亏损，2011年出现的一个现象则是火电企业积极买矿，积极向上游扩张，但多数仍是集中在对国内煤矿资源的收购上。五大电力集团全部参与其中，其中华电国际在内蒙等省市均有自己参股或控股的煤矿资产。
而对于煤炭企业来说，则把部分关注点放在了国外的煤矿资源上。
就在即将跨入2012年的最后几天里，兖州煤业完成了在澳洲的最大的煤炭资源并购项目，并且通过换股加现金的方式开创了新的海外并购矿产资源的谋式。
然而，买矿给这些能源企业带来高回报的同时也相应有着高风险，失败的案例也比比皆是，五矿集团65亿美元收购海外铜矿流产就是其中之一。
多数矿产资源都属于不可再生资源，在全球矿产资源日益减少的同时，买矿无疑是回报率相对较高的投资方式。而如何以合适的价格，合适的方式购买到国外的更多矿产，则是国内能源企业需要考虑的问题。
以兖州煤业为例，为什么海外矿产收购能够顺风顺水？是因为近10年的澳洲探索路已经使得它对当地的各种环境有了足够的了解。知已知彼，这样，企业才能避免更多因流产带来的成本损失。
虽然业内期盼已久的“十二五”能源规划未能在2011年面世，但“十二五”能源发展的基本思路已经初步成型，各项发展目标基本浮出水面，为“十二五”能源发展定下了基调。特别是煤、电、石油和天然气等传统能源的发展，在多年的纠结徘徊之后，一场声势浩大的行业变革已经山雨欲来。
（来源：《证券日报》）
