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油价下降减轻了各行各业的成本，为国家财政节约一大笔支出，这是最直接的影响。另外一个影响虽然并不那么直接，但影响甚至超过前者，那就是为国家保增长带来了足够的调整空间。在上半年国际油价高企的背景下，国内的通货膨胀压力一直存在，这也使得上半年国家经济的首要任务就是防通胀，下半年的CPI价格虽然开始下降。但是PPI价格依然高企，在今年8月份创下10.1％的新高，继续给通胀施加压力，这正是高油价带来的压力。不过国际油价的迅速回落带动了相关大宗商品价格的下跌，这使得PPI价格也开始下降，10月份PPI回落到6.6％，而CPI仅为4％。可以说，油价的大幅下跌，使得国内通货膨胀的压力基本消除，国家也可以放手来全力刺激经济。11月27日，央行大幅降息1.08个基点，一年期存款利率下降至2.52％，如果国内的通货膨胀压力没有消除，CPI继续保持8％以上的高位，央行不可能将利率降至2.52％的低位，否则将形成巨大的负利率空间。如果将来油价继续回落，CPI继续下降，央行还有进一步大幅降息的空间，这将给国内经济复苏创造很好的外部条件。
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油价的快速回落，对我国进行能源定价改革提供了很好的时机。我国主要能源品大部分都不是市场定价，成品油、天然气、电价等都受到管制，即便是已经走上市场化之路的煤炭，其市场化的程度也并不彻底。在行政管制下，我国相对较低的能源价格，对于促进经济增长、减少通胀压力的确能够起到一定作用。但相比之下，副作用更加明显，一方面扭曲了资源的优化配置，同时也带来了油荒、电荒等行政管制的产物，甚至一定程度上推高了国际市场的油价。如果说上半年150美元的原油价格的确给推进能源定价改革带来很大压力，但现在50美元的油价则使得压力不复存在。以成品油价格为例，现在为人诟病的事实是，当初油价高企时，国家用财政补贴来弥补炼油企业的亏损，而现在国内的成品油价格已经高于国外市场，成品油价格却迟迟不降。当然，对于中石化等公司而言，成品油价格晚一天下调，也就意味着多一天的利润。毕竟，对于长时间笼罩在国际和国内市场价格倒挂的国内石油公司，国内成品油价格大大高于国际价格，这样的好日子并不多见。但对于普通百姓而言，其实是对石油公司双重补贴，过去油价高企时间接以财政补贴，现在油价回落时直接以消费者的身份补贴。与此同时，燃油税如何推出也依然没有形成一个明确的方案和时间，这也使得成品油定价机制的改革看起来迷雾重重。
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根据相关报道，拟定中的成品油定价方案可能是：当国际原油价格低于80美元/桶时，国内成品油价格与国际同步调整；当国际原油价格高于80美元/桶时，扣减加工利润率计算国内成品油调价额；当国际原油价格高于130美元/桶时，国内成品油价格另行确定。与现有的成品油定价方案相比，这个拟定中的方案无疑进步了很多，但也并没有完全放开。比如“当国际原油价格高于130美元/桶时，国内成品油价格另行确定”，其中隐含的意思可能还是成品油价格行政管制，而以国家财政补贴，这样做的后果可能是，中国再次以行政补贴支撑全球的高油价。当然，考虑到高油价对下游产业以及一些弱势群体形成强烈冲击，这种担心并不为过，但其实市场上油价越高，行政之手越应该松开才是。因为高油价会提高人们的节能意识，减少市场对石油的需求，最终也会促使油价回落。否则，政府的补贴只能扭曲资源配置，甚至将油价越推越高。如果这一轮高油价不是因为金融危机大规模扩散而跳水，中国经济有可能被国际油价长期挟持，而起因就在于政府对油价的行政补贴。将来全球经济复苏，谁也无法断言油价是否能再创历史新高，如果中国对成品油定价机制改革不彻底，将来有可能再次被高油价所挟持。
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对中国经济而言，更应该利用这次危机来减少对石油的依赖程度，实现一次彻底的经济转型。1973～1974年的第一次石油危机曾经重创日本经济，日本后来进行了能源多元化改革，同时在经济上大力发展服务业等第三产业，尽量减少对石油的依赖，大力展开节能活动，在10年内节能幅度达30％。在第二次石油危机到来时，日本经济所受冲击就减轻了很多。对中国经济而言，从能源消耗型向资源节约型转变，不仅仅在于为了应对将来可能再次出现的高油价，更是为了实现中国经济的可持续发展。与发达国家比，中国经济的模式比较粗放，相当程度上依靠大量资源投入来拉动，更多的经济增长是靠汗水而不是靠灵感，这决定了增长模式的不可持续性。体现在单位GDP能耗上，中国实现1万元GDP的资源消耗远远超出发达国家水平，对一个发展中大国而言，这是初期发展的正常现象，但是如果要实现下一个30年乃至更长远的发展，中国经济依靠高投入的增长方式必须改变。对石油等资源的依赖乃至消耗水平也必须有所节制，在过去10年对全球的石油新增需求中，中国和美国占了一半。
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按照“十一五”规划，我国的单位GDP能耗要降低20％，2007年全国单位GDP能耗比2006年下降3.66％，今年前三季度比去年下降3.46％，虽然保持了连续下降的趋势，但是距离20％的目标还有一段距离。在这样的背景下，有限的国家财政与其对高油价进行补贴，还不如更多补贴在节能减排上。
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油价下跌同时还牵涉到另外一个话题，那就是中国的外汇储备。众所周知，中国2万亿美元的外汇储备大部分都是美元资产，在本次金融危机中面临了很大的贬值风险。从分散风险以及国家战略角度出发，在相对较低的国际油价环境下，2万亿美元的外汇储备或许可以考虑储备一定数量的石油资产。
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（2008.12.08）
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投资改变生活 电价困局
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火力发电企业上网电价平均每千瓦时提高2分钱，电力股对此并不领情，以华能国际为代表的公司股价依然暴跌不止。
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今年的电力企业面临前所未有的经营困境，1～5月份，电力行业利润总额由去年同期的592.31亿元下降到172.76亿元，同比下降70.83％。其中尤以火电行业亏损最为严重，亏损22.93亿元，同比下降108.54％，是2003年以来首次出现的全行业亏损。电力行业的困境来自多方面的冲击，最主要因素有：一是上游煤炭价格的持续上涨，给火电企业带来巨大的成本压力；二是在宏观经济减速的背景下，下游行业对电力需求放缓；三是为了控制通货膨胀，电价不能随意上调，上涨空间有限。企业的经营困难总是会率先在股价上体现出来，比如华能国际的股价从去年最高的19元下跌至6元附近，跌幅高达70％，其他火电企业的跌幅也大都与此相当。
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在国家发改委连续两次上调电价之后，很多投资者开始讨论，火电企业是否已经度过了最艰难的日子，即将迎来行业的春天？事情并没有这么乐观，至少现在就此认为火电企业走出低谷还为时尚早。因为从影响火电企业最核心的三个因素看，目前还看不到明显改善的迹象。
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首先是煤炭价格大幅回落的可能性极微。今年国家发改委对煤炭价格进行了两次限价：第一次在6月19日，国家对电煤价格实行临时干预措施，煤炭市场价格仍然在短时间内上涨了20％左右，而且重点合同兑现率显著下降；第二次限价是在7月底，“发改委”将主要港口的电煤价格限制在6月19日的水平。二次限价后，煤炭价格表面上得到了控制，但电煤市场的交易从地上转入地下，真实交易价格无从得知。决定煤炭价格的核心因素在于供求关系，在全国甚至全球的煤炭供求关系趋紧的背景下，行政干预不仅无助于解决煤炭和电力之间的矛盾，反而会使矛盾越积越深。
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国家发改委将电煤价格冻结在今年6月19日的水平，这只是截止到年底的临时性管制，煤炭的市场化改革方向是大势所趋。到了2009年，电煤临时限价过期之后，电力企业将不得不再次面临煤价上涨的压力，而且，在煤炭被人为压制半年之后，届时报复性上涨的可能性更大，已经亏损累累的火电企业，又将如何面对？
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石油石化行业的补贴办法显然不适用于电力行业，因为前者只有中石油、中石化等为数不多的企业，行政补贴实施起来较为容易，而电力行业的企业太多，从中央到地方，从国企到民营，行政补贴实施难度较大。在通货膨胀率大幅回落之前，提高电价的空间也相当有限，第三次煤电联动也很难出台。可以预见的是，“小步微调”将成为电力企业解困的主要途径，在经过今年两次价格上调之后，火电上网电价大概提高了3.8分/千瓦时左右，提价幅度约为10％，但这远远无法抵消电煤价格上涨带来的影响。
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本次电价上调的一个细节是，国家发改委调整的只是火电上网电价，而销售电价不做调整。这也就意味着，电价上调其实是电网企业向发电企业转移利润，调价的压力最终由电网企业承担，并没有传导至终端，也不会对通货膨胀形成压力，这也可以看出管理层对电价上调的谨慎心态。虽然此举并未冲击电网的垄断地位，但电网企业自身其实也承受不小的压力，尤其是今年连续暴发的雪灾、地震和洪灾，已经给电网企业带来巨大损失，此次将发电企业的压力部分转移至电网企业，也终非长久之计，销售终端的电价调整也只是时间早晚的问题。
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除了煤炭价格上涨对电力企业形成巨大压力，宏观调控为经济降温，以及国家大力倡导的节能措施，也在一定程度上降低了电力行业的需求。今年1～7月，全国火电平均利用小时为2992小时，同比降低102小时，降幅3.3％。利用小时数下降，一方面是因为部分发电企业缺煤所致，同时也是因为需求减少。电力需求减少其实也是一个有争议的话题，因为一方面国内频现电荒，现在看来还有1000多万千瓦的电力缺口，这些现象显示电力需求仍然强劲。但与此同时，一些并不缺煤的省份，比如内蒙古等，发电增速也明显下滑，这意味着火电平均利用小时数下滑，也并不全是缺煤所致。在一些发达的沿海地区，电力需求放缓的迹象更加明显，上半年，全国仅有上海、广西、湖北、黑龙江、甘肃、安徽、辽宁、新疆8个省、市、自治区的电量增幅高于去年同期。分行业来看，今年上半年，黑色金属、有色金属、化工和建材四大高耗能行业合计用电5716亿千瓦时，同比增长13.4％，但是增速同比回落8.3个百分点。这些高耗电行业也正是典型的周期性行业，对宏观经济波动尤其敏感，宏观经济减速，也会直接影响这些行业对用电的需求。
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无论是煤炭价格上涨还是宏观经济降温，这些都不是火电企业所独有的困难，核心问题还在于电力行业的定价机制。比如煤炭价格大幅上涨，受冲击的并不仅是火电企业，其他如钢铁、建材等行业也都是用煤大户，但是并没有出现火电的全行业亏损。而且，火电企业消费的煤炭价格还远远低于市场煤价格，其间的关键在于电力无法像其他行业一样，可以随意将成本转移到下游行业，所以钢铁、建材等用煤大户还可以通过转移成本勉力支撑，而火电却只能陷入全行业亏损。
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火电企业的困境并非今年才出现，在过去几年内，随着煤炭市场告别几十年的计划体制，逐步转向市场化，“市场煤、计划电”的格局使得电力企业日渐弱势。过去几年的解决办法是煤电联动，也就是以6个月为一个煤电价格联动周期，如果周期内平均煤价较前一个周期变化幅度达到或超过5％，电价就可以随之调整。煤电联动政策分别在2005和2006年执行过一次，但是，第三次煤电联动之所以迟迟不能启动，困难之处便在于今年遭遇了通货膨胀，以及煤炭价格的大幅上涨。如果按照过去煤电联动的政策，煤价超过5％便触动煤电联动，以今年煤价的惊人涨幅，与之联动的电价也将同样惊人，这显然会进一步加剧通货膨胀的水平。即使是启动煤电联动，其实也不过是治标不治本之策，关键还在于电力价格的市场化，但在高企的CPI面前，电价的市场化之路何其漫长。
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从估值角度看，上半年陷入集体亏损之后，火电企业在下半年的经营环境是电煤价格冻结，电价上涨10％（或许更多），下半年应该可以维持盈亏平衡，而全年业绩亏损的可能性依然较大（视下半年电价上调幅度）。对于全年亏损的行业而言，市盈率估值法显然没有任何意义，问题的关键在于，2008年的亏损是行业的最低谷，还是困境的开始？如果是前者，那或许意味着一个好的投资时点；如果是后者，最好是避而远之，等待更合适的机会。而这一切取决于煤炭价格的走势，以及电力行业的价格改革。以目前这种“冻结煤价、微调电价”的做法看，虽然也是特殊时期的无奈之举，其实是同时伤害了两个行业。冻结电煤将会截止到今年底，明年开始继续冻结的可能性不大，因为煤炭走上市场化之路其实也不过几年的时间，如果明年继续对煤价实施价格管制，这将是看得见的倒退。在明年电煤价格解冻之前，今年下半年的电价仍有小幅上调的可能。
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在行业陷入亏损的背景下，市净率是另一个估值角度。目前大部分电力股的市净率在1.5～2倍，个别公司比如华银电力、长源电力等甚至跌破了净资产，与沪深两市目前3倍市净率的平均水平相比，电力行业显然处于偏低的水平。不过，市净率的高低总是和资产的盈利能力比如净资产收益率（ROE）成正比，对于一个全面亏损的行业，即使是2倍的平均市净率，也很难得出低估的结论，除非这个行业开始呈现出明显好转的迹象。对于电力企业而言，未来的关键在于煤炭价格何时出现大幅下降，以及国内的通货膨胀何时回落至合理水平。国际油价的回落、CPI的下降、下半年的两次电价上调，这些都是电力行业的好消息，但显然还远远不够。
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（2008.09.01）
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