要素价格改革,从油价和电价开始

对于改革行政化的要素价格机制，业内早已达成共识。而当前通货紧缩的宏观环境，无疑为我国加快推进要素价格改革提供了良机。其中，石油、电力要素价格机制变革，将率先得到推进。那么，这两个领域将如何进行价格改革？价改后对行业和市场又将产生哪些影响？

率先推进价改的要素领域一：石油

关于油价改革的争论由来已久，而发改委宣布2009年1月15日起分别下调汽油、柴油价格140、160元/吨，则表明油价改革进入了实质阶段。此次降价标志着成品油定价新机制正式运行。

现行石油定价机制弊端明显

在管制价格体系下，目前中国成品油定价方案实质是成本加成法。根据原油或油品在国际市场的离岸价格，加上相应的税费以及流通和生产环节的成本利润，计算出成品油的进口成本或以进口原油为原料的成品油生产成本，并以此为依据，确定汽柴油市场零售中准价和出厂价。

在成品油价格体系改革进程中，中国曾提出了三种接轨方法，其中，新加坡单一市场接轨法和三地成品油定价法以国际市场的成品油价格为定价依据；原油成本法则以国际市场的原油价格为定价依据。从本质上看，三套方案都是以成本为基础的定价方案（见表1）。这种以成本为基础的成品油定价体系存在的主要弊端有：

首先，油价调整滞后。三地成品油定价法是依据上一月度的三地成品油平均价格制定的，在油价快速波动时，这种定价方法不能迅速反映市场的变化。价格调整的时滞性和市场价格的可预测性。为一些投机行为提供了可乘之机。

其次，石油炼制企业利润波动较大。在成品油加成定价法下，由于我国原油和成品油间的成本传递机制不畅，原油价格的波动经常造成加工企业利润大幅波动。从实际表现看，在油价较为平稳的2001～2003年，我国石油企业加工利润基本稳定在一个区间内窄幅波动；而在油价波动较大的2004～2007年，加工利润则出现大幅震荡。在这种情况下，以国际市场的成品油价格为依据进行定价不利于国内市场的稳定。

价改方向：原油成本法

成品油成本定价代表着价格管制，在价格市场化趋势下，成品油成本定价将为原油成本法取代。原油成本加成定价法下，成品油生产企业将被赋予更多的价格自，石油市场的价格市场化程度将提高。原油成本法将成为我国石油价格改革的主要发展方向。在当前宏观经济背景下，原油成本定价随时有可能启动。

原油成本法较成品油加成定价法更符合我国成品油市场的实际供应情况。近年来中国能源需求快速增加，而原油产量增加缓慢，进口原油在原油消费中的比例快速增长。在这一背景下，进口原油价格快速增长和国内成品油出厂价格涨幅较小之间的矛盾日益突出，国内炼油企业甚至出现了大幅亏损。原油成本法考虑了原油从进口到炼油、销售各环节的成本和利润，保障了炼油企业有利可图，可以激励国内炼油企业的生产和投资热情，从而缓解国内日益严峻的供求矛盾。而且，与成品油成本定价法相比，原油成本法估算价格更接近于国际市场的成品油价格。我国主要石油企业都是原油开发、炼制和批发零售一体化的企业，更倾向于进口原油自行炼制生产。除2008年上半年外，2001～2007年我国汽油和柴油的总净进口量实际为负数，说明进口原油较进口成品油在我国成品油供应结构中所占的比例更大。

价改后行业业绩难乐观

成品油定价体制的改革将使大型油企失去政策保护。原先成品油成本加成定价法下，成品油价格受到较多的管制。成品油定价体制的改革，势必使国内成品油价格与国际成品油价格接轨，跟随国际市场油价波动，将把国内油企完全推向市场，失去政策保护。

对于地方炼化企业来说，由于其规模较小，体制相对灵活，受影响可能相对较弱；而对国有大型炼化企业来说，船大掉头难，大幅波动的国际原油价格将使其处于进退两难的境地。因此，以目前中国大型石油企业的管理能力来看，其难以应对剧烈的油价波动；即使能够应对油价波动，在油价低迷期，其业绩也难以乐观。

价改促使石油公司估值下降

当前中国油企业绩差源于对国际市场油价波动敏感性差。国内市场一贯的观点是国内成品油出厂价格低于国际价格。但事实上，除了2008年以来国内柴油年度出厂加权均价低于国际市场外，国际市场年度均价都低于国内。其中，2006年国内汽油价格甚至高出国际价格8.2%，柴油高出国际价格4.2%。（见图1）

通过考察2006～2008年净资产收益率（ROE）发现，中国三大石油企业中除了中海油，中国石油、中国石化的经营效益都低于国际同类石油公司，甚至低于新兴市场中效益最差的泰国国家石油管理局 (PTT)；而中海油经营效益较高的原因则是成立时间短，炼油业务少。（见图2）

目前，中国石油、中国石化估值严重高于国际同类公司。由于中国石油企业不能有效应对国际油价波动，而在原油成本定价体制下，我国成品油价格调整将较以往大为频繁；鉴于我国大型炼油企业既没有定价权，又缺乏跟随定价能力的状况，油价改革给我国石油公司带来了估值进一步向下调整的压力。

在悲观估值条件下，给予中国相关石油公司2009年业绩8倍市盈率，中国石油对应的合理估值应为5.60元，中国石化对应的合理估值应为4.56元。即使乐观估值，给予中国相关石油公司2009年10倍市盈率，中国石油对应的合理估值应为7.00元，中国石化对应的合理估值应为5.70元。但是，在全球经济不景气、中国大型石油公司效率低下的条件下，又有什么理由乐观？

率先推进价改的要素领域二：电力

1月8日～9日，2009年度电力监管工作会议在北京召开。会议指出，2009年将推进电力体制改革，加快电力市场建设。具体而言，今年电监会将会同有关部门积极推进电价改革，开展电力体制改革综合试点工作。

电力市场化是电力体制改革的核心环节，而电价改革又是电力市场化的关键环节。2008年在燃煤价格大幅上涨的背景下，两次上调了电价，其中一次仅仅上调了火电企业上网电价。从调价的动机来看，更多的是救急于困顿中的火力发电企业。然而，煤、电价格矛盾依然突出，推动电价改革是应对当前煤电博弈困局的必由之路。

现行电价体制三类定价法

电力从生产到使用可以分为四个环节：发电、输电、配电和用电（见图3）。由此，电价分为上网电价，输、配电价和销售电价三种，每种电价制定方式又有所不同。

上网电定价：成本加成和招标定价

上网电价主要是支付给独立发电商的电价，其制定方式有两种：一是由政府价格主管部门根据发电项目经济寿命周期，按照合理补偿成本、合理确定收益和依法计入税金的原则核定，即“成本加成”电价；二是通过政府招标确定，即招标电价。目前，我国火电、水电、核电、太阳能等新能源发电的上网电价基本是成本加成电价，风电的上网电价主要是招标电价。

输、配电定价：成本加成

输、配电价主要是支付给电网传输企业的电价，由政府价格主管部门按照成本加成原则制定。我国《输配电电价管理暂行办法》已经出台，但各电网还没有形成专门的输配电价，只是在不同时期通过加入电网运行边际成本顺价销售或单纯调整售电价格来保持或改变供电企业的收益。

销售电定价：政府定价

销售电价是指对终端用户收取的电价，由购电成本、输配电损耗、输配电价及政府性基金四部分构成，实行政府定价。销售电价又分为居民生活用电、农业生产用电、工商业及其他用电价格三类，每类用户按电压等级定价，以平均销售电价为基础，合理核定销售电价。

电价改革历经三阶段

我国电价改革是伴随着电力体制改革进行的，共经历了三个阶段。

“成本加成”定价阶段

1985年以前，电力工业部是电力产业的唯一生产经营者，掌管着全国的发电厂、高压输电网、城乡配电网、售电终端和绝大部分电力建设公司。销售电价由国务院确定统一，电厂只回收直接运行成本。这一期间，电厂长期亏损，电网建设严重滞后。

1985年，国务院颁布《关于鼓励集资办电和实行多种电价的暂行规定》，打破了中央独家办电的局面，鼓励各地方、部门和企业投资建设电厂。上网电价实行以个别成本为基础的还本付息电价，销售电价仍然由国务院统一制定。这一政策的出台刺激了地方政府和外资的投资积极性，缓解了全国缺电的局面，但是也造成了“一厂一价、一机一价”等电价问题。

1997年1月，国家电力公司正式成立，承接了电力工业部下属的五大区域集团公司、七个省公司、华能和葛洲坝两个直属集团，电力工业部被撤销。同时，上网电价采取“标杆电价”，即新投产发电企业的上网电价以省级电网内同时期建设的同类技术先进的发电机组的社会平均成本为基础核定。标杆定价方式解决了新投产机组“一机一价”的问题。

竞价上网定价阶段

1998年8月，国家电力公司推出以“政企分开，省为实体”和“厂网分开，竞价上网”为内容的“四步走”的改革方略。同年，“厂网分开，竞价上网”开始在上海、浙江、山东、辽宁、吉林、黑龙江等六个省市先行试点。在这六个试点省份，各独立发电企业的上网电价由竞争确定。试点工作没有取得令人满意的效果。国务院发展研究中心报告认为，厂网产权未分开是造成竞价模式不能真正反映成本的最重要原因。

2002年3月，国务院正式批准了《电力体制改革方案》，国家电力公司拆分为五大发电集团、两大电网公司和四大辅业集团，发电与输配电正式分离。理顺电价机制是电力体制改革的核心内容，新的电价体系划分为上网电价，输、配电价和终端销售电价。在发电环节引入竞争机制，上网电价由容量电价和市场竞价产生的电量电价组成。对于仍处于垄断经营地位的电网公司的输、配电价，要在严格的效率原则、成本约束和激励机制的条件下，由政府确定定价原则，最终形成比较科学、合理的销售电价。

煤电联动定价阶段

在未实行竞价上网的地区，发电商仍沿用原来的“成本加成”电价或招标电价。由于上游煤炭价格实行市场化，为保障发电企业的利益，2004年末国家发改委下发《关于建立煤电价格联动机制的意见的通知》，文件中规定：以不少于6个月为一个煤电价格联动周期，若周期内平均煤价较前一个周期变化幅度达到或超过5%，便将相应调整电价，但发电企业要自行消化30%的成本上升。

2004年竞价上网开始在东北区域市场、华东区域市场模拟运行，2006年东北电力市场电价改革叫停，主要是受电力供求不平衡、销售电价与上网电价不联动、电网存在传输约束、发电企业市场集中度过高等因素影响。目前，上网电价的制定仍然以“成本加成”方式为主，“煤电联动”是改变上网电价的主要途径。

现行电价体制存在三大弊端

煤电联动不及时

煤电联动方案出台后，真正意义上的煤电联动共进行过两次。第一次煤电联动在2005年的5月，而随后2005年11月份虽然再次满足了联动条件，但却并未有所动作。时隔一年之后，第二轮煤电价格联动在2006年5月1日开始实施。2008年煤炭价格大幅度上涨之时，发电企业翘首以盼的煤电联动并没有执行，煤电联动不及时造成火电行业全行业亏损。

尚未形成独立的输配电价

我国《输配电电价管理暂行办法》已经出台，但各电网还没有形成专门的输配电价，只是在不同时期通过加入电网运行边际成本顺价销售或单纯调整售电价格，来保持或改变供电企业的收益。2008年在煤价大幅上涨的情况下，为控制CPI和激励发电企业发电，上网电价上调两次，但销售电价只上调了一次，电网企业让利于发电企业和电力用户。

上网电价与销售电价不联动

上网电价与销售电价联动机制是电力市场平稳运行的重要条件。受计划管理体制及省域经济影响，上网电价与销售电价联动机制的建立遇到巨大阻力。价格联动机制不建立，用电侧对发电侧没有价格信号反映，不但会产生巨大的市场风险，电力市场竞争也失去了意义。

电价改革方向：竞价上网和分类售电

短期看，在实现发电企业竞价上网前，煤电价格联动将继续实行。“十一五”期间，电力行业将继续深化电价改革，逐步理顺电价机制。包括：建立与发电环节竞争相适应的上网电价形成机制，建立合理的输、配电价机制，销售电价逐步与上网电价实现联动，实施激励清洁能源发展的电价机制，推行需求侧管理，推行大用户直购电。

中期看，电力行业将会完善趸售市场和双边交易体系。输电和配电可分开，由于输电具有天然的垄断性，输电侧仍继续保持垄断经营；配电侧可根据情况成立多家配电公司，形成分类售电体制，配电公司居民及非大工业用户购买电力。在双边交易体制下，大用户、配电公司与独立发电商签订长期供电协议，自主协商价格与供电量；短期电力的供给价格和供给量则以竞价方式在电力交易市场中形成。

长期看，配电侧将会形成电力零售市场。用户既可以在零售市场从配电公司、零售商处购买电力，也可以在趸售市场直接与独立发电商进行大宗交易。如用户拥有多余电量，可在零售市场卖出。有条件的话，也可以发展电力期货，通过套期保值规避现货市场的风险。

电力体制改革是一个长远的工程，不可能一蹴而就。目前，电力行业主辅分离工作尚未全部完成，输电网络建设仍然滞后，短期内大范围推行竞价上网不可能。只有进行电价改革，终端销售电价充分反映资源的稀缺性，才能真正优化资源配置、促进电力发展，才能解决煤电之间的困局。电力体制改革是我国电力行业发展的必然方向。

除完善的定价制度外，推行竞价上网还需满足以下几个硬件条件：一是电力装机容量富裕，以防电力企业抬高上网电价；二是煤炭价格可控，防止煤价大幅震荡造成电价大幅震荡；三是电力网络健全，电力传输不受潮流分布限制。

从装机容量上看，2008年底我国装机容量达到79253万千瓦，发电设备利用小时数为4677小时；其中，火电装机容量为60132万千瓦，发电设备利用小时数为4911小时。装机容量已经能够满足未来两年经济发展的需要。从煤价上看，未来两年煤炭供给将大于需求，动力煤价格不会出现大幅震荡。从网络建设上看，近几年我国加大电网投资，尽管网络并不完善，但部分地区已经具备进行双边交易的网络条件。

2009年全国大范围启动电力市场竞价上网的条件尚不充分，但部分地区已有条件进行双边交易。在双边交易市场中，符合条件的大用户可以与独立发电商签订长期供电协议，电网企业可以通过竞价交易选择电力供应商。电力价改条件成熟的东北、华南和华东地区随时可能启动价改程序。

电价改革多重利好

行业影响

促使发电企业加强管理：多边交易市场中，上网电价有两种制定方法，即“一部制”电价和“两部制”电价。“一部制”电价下，上网电价由市场竞争产生。由于新建机组前期折旧费用高，报价往往要高于老机组很多，采用一部制电价不利于新机组，但一部制电价将促使企业降低机组的综合建造成本。

“两部制”电价下，上网电价由容量电价和电量电价组成。其中，容量电价主要补偿发电机组的固定成本，由政府统一制定；电量电价主要补偿企业的变动成本，由市场竞争产生。“两部制”电价仅就变动成本进行竞争，对于能耗低的大容量机组较为有利，但是无法促进企业降低机组的综合建造成本。《上网电价管理暂行办法》中明确将“两部制”电价作为竞价上网的定价原则，但是南方电力市场、内蒙古电力市场都采用了“一部制”定价方法。竞价上网的目的是优化资源配置、降低用电成本。不管是“一部制”电价还是“两部制”电价，都将促使发电企业改进管理效率。

市场集中度进一步提高：目前，我国发电环节已经基本实现市场主体多元化。截至2007年底，全国6000千瓦及以上各类发电企业4000余家，国有及国有控股企业占90%以上，其中，五大发电集团占41.98%、其他中央发电企业占6.05%、地方发电企业占41.00%；而民营及外资发电企业占10.97%。

电价改革的目的是优化资源配置、降低用电成本，“一部制”电价比“两部制”电价更加合理。但是，“一部制”电价可能造成新投产机组竞争不过能耗大的老机组。在新投产容量较多的地区，“两部制”电价仍是一种过渡性选择。在“两部制”电价下，发电企业之间主要对变动成本进行竞争。煤炭在变动成本中占了70%左右，价格竞争实质上是对电煤价格的竞争。较地方电厂而言，大型电力集团在煤价谈判中更具有优势，更有可能获得低价煤炭资源，能够在竞争中获得优势地位。此外，综合能源供应商由于自身经营煤炭资源，也有可能在竞争中获得更多的市场份额。竞价上网将改变电力行业现有的格局，促使行业集中度不断提高。

有利于用户节能降耗：节能减排是我国的一项长期而艰巨的任务。尽管每年国家都提出节能减排的目标，但是结果并不理想。地方政府给予高耗能行业优惠电价是节能减排不达标的一个重要原因。若电力进行市场化交易，销售电价与上网电价及时联动，发电侧竞争价格在用电侧得到反应，供需信号得以顺利传导，将有助于终端用户自主节能降耗。从发电企业和电网企业的角度而言，将煤炭成本及时转嫁到用户端，也可以减轻行业的经营风险，有助于电力行业平稳健康发展。

短期电力企业利润被压缩：由于经济快速下滑，电力需求与动力煤价格大幅下降。预计2009年、2010年煤炭产能同比增长7.4%和6.7%，而发电量同比增长-2.43%和6.59%，煤炭产能增速快于火力发电量增速，未来两年煤炭供应将转为宽松。电力行业利润对煤价下降的敏感性高于对发电设备利用小时数下滑的敏感性。预计2009年动力煤综合售价同比下降20%以上，在上网电价不调整的情况下，2009年电力行业利润将上升60%以上。但如果推行双边交易，为争夺市场份额，发电企业将主动下调电价，电力行业利润将被压缩。

市场影响

受需求减缓影响，秦皇岛港口动力煤价格已回落到2008年1月末水平。由于2008年下半年上网电价上调过两次，2009年发电企业盈利能力将大为好转。以华东市场为例，2008年12月，华东区域电力市场组织了首次跨省市竞价交易，中标电厂的落地电价低于当地标杆电价0.13元/千瓦时左右。

在目前的煤炭价格下，电力企业盈利能力较强。若此时推行电力市场双边交易，将促使发电企业主动降低电价，压缩行业短期的利润。东北电网、华东电网、南方电网有望率先启动电力市场双边交易，这些地区的发电企业包括上海电力、申能股份、吉电股份、粤电力A、广州控股、深圳能源、华能国际等公司。从长期看，双边交易有利于电力行业转嫁经营成本，减少企业经营风险。在双边市场交易下，2008年火电行业大规模亏损的状况将很难再次发生。

水电等可再生能源发电暂不受影响：目前，我国试行的竞价上网制度只针对火电行业，水电行业竞价上网政策尚未出台。水电在双边交易中更具有优势，这主要是因为水电的综合成本低于火电。以南方电网为例，“西电东送”水电的落地价只有广东省火电上网电价的一半。由于很多水电出力不具有调节性，短期内火电和水电同台竞价可能性较小，竞价上网对水电行业不产生实质性影响。未来几年《节能调度办法（试行）》仍将是指导电力调度的准则，水力发电依然优先上网。具有调节能力的大型水电上市公司仍是未来关注的重点，如桂冠电力、长江电力等。

有利于推动煤电一体化进程：发电企业最主要的成本是煤炭成本和固定资产折旧成本，一般情况下煤炭成本占发电成本的70%左右，固定资产折旧占总成本的15%左右。实行竞价上网最终考验的是企业对于煤炭成本的控制程度。双边交易、竞价上网都将促进煤电一体化进程的加快。有市场意识的发电企业已经开始收购煤炭资源，如五大发电集团基本都拥有大型煤炭基地。在电力市场化的情况下，掌控有煤炭资源的企业才能在竞争中处于不败之地。上市公司中建议重点关注具有煤炭资源的大唐发电、国电电力、金山股份、建投能源、广州控股等火电类上市公司。

（作者为上海证券研究所分析师）