“电荒”的根本原因：在2007年上涨超过10%的基础上，煤炭价格在2008年继续出现大涨，合同煤上涨13%以上，而煤电联动却未能实施，部分发电厂难以承受高煤价，与煤矿之间长期达不成一致的煤价协议，电厂采购电煤的动力不足，电煤库存大幅减少。由于在突发冰雪天气到来之前电厂存煤量已经不足，因此无法应对突发的灾害。实际上在恶劣天气到来之前，多个地区已出现了缺电，天气原因只是加剧了这一事态。摇钱术：分层递进选股法

　　预计一季度火电企业利润下滑，幅度在10-20%，部分电厂亏损。今年的电力供需增长情况将不同于往年，电力装机增长率（8-10%）将低于用电需求增长率（12-13%），2008年中后期将可能出现电力供应偏紧。

　　如果不通过煤电联动改善电厂盈利状况，电厂电煤库存不足情况的持续会加剧电力供需矛盾，并在用电高峰期出现新一轮电荒。

　　电荒反应的深层次问题在于：一是缺乏对能源行业的市场改革进行全面统一的规划和管理，电力行业市场化改革滞后于煤炭行业，发电企业仅能通过控制电煤库存应对煤价风险。二是缺乏全面公平的能源价格决定机制，来平衡市场经济与社会生活的矛盾、资源稀缺与可持续发展的矛盾、公共利益与商业利益的矛盾，煤炭、发电、电网各环节应共同承担社会责任，而不仅仅是发电一个环节。

　　解决问题需要：一是加快电力改革，打破电网垄断，形成发电和售电环节的市场价格，增加发电企业的市场化竞争手段；二是建立能源价格决定机制，在煤电两行业利润已经重新合理分配、电网高垄断利润而经营效率低的情况下，公平分配煤电产业链各环节的利润。

    电力危机的原因及其长期影响

    电厂难以承受高煤价，存煤过少，无法应对突发冰雪灾害

    近日各大媒体报道了全国电荒情况，目前，由于电煤供应不足，全国电力缺口达6963万千瓦，已经有13个省级电网出现不同程度的拉闸限电。随着冰雪灾害的持续，可以说全国已经产生“电力危机”。

　　“恶劣冰雪气候导致电厂缺煤停机”是官方媒体对全国大面积拉闸限电的原因分析，但我们认为，天气原因只是加剧了这一事态，并非根本原因。实际上，在恶劣天气到来之前，多个地区已出现了电荒：据中国电力新闻网报道，1月10日，国家电网公司范围内缺煤停机机组容量已超过500万千瓦，已有重庆、四川、陕西和湖北等4个省市因电煤供应不足被迫采取限电措施。端

　　在2007年上涨超过10%的基础上，煤炭价格在2008年继续出现大涨，所谓合同煤上涨13%以上，而煤电联动却未能实施，部分发电厂难以接受高煤价，与煤矿之间长期达不成一致的煤价协议，电厂采购电煤的动力不足，电煤库存大幅减少。

　　由于在突发冰雪天气到来之前电厂存煤量已经不足，因此无法应对突发的灾害，导致全国更大范围和更严重的停机。这才是当前电荒的根本原因。端

　　在正常情况下，电厂存煤一般可用14天，恶劣冰雪天气从1月11日开始到目前也仅持续了14天左右，也就是说，如果电厂存煤正常，可以基本应对天气问题，特别是不至于在出现恶劣天气之初就发生全国大范围的缺煤停机。实际情况是，很多电厂在恶劣冰雪天气到来之前存煤已经告急，例如：①陕西电网自2007年12月份以来电煤存量持续减少，12月1日全网存煤83.93万吨，满发可用天数8天，为电煤预警状态；12月14日降至56.6万吨，可用天数不足6天，达到电煤告急状态；至2008年1月14日全国冰雪天气逐渐严重之时，陕西电网存煤继续减少到34.75万吨，可用天数仅3天。②国家电网公司范围内截至1月10日存煤低于警戒线的电厂约60个，影响容量约6000万千瓦。

    发电企业利润将大幅下滑，危机仍可能再次发生

    2007年合同煤价格上涨8-10%，2007年第三季度没有了第二轮煤电联动的同比因素后，发电企业的经营压力开始加大。我们跟踪的24家火电企业在2007年第三季度有15家出现了净利润同比下降2-10%，单季平均毛利率由2006年的21.7%下降至19.2%。2008年合同煤又上涨了10%，市场煤的涨幅在1月份更是疯狂（图表1）。我们预计2008年一季度火电企业将全部出现利润下滑，幅度在10-20%，将有部分地方火电上市公司出现亏损。发送101移动用户到1065756722775888,联通用户到106909995888免费订阅短信:盘中第一时间发送机构最新研究报告重点推荐黑马

　　在这样的盈利状况下，发电企业很难大量采购高价电煤，电煤库存不足的情况将会持续。需要注意的是，今年的电力供需增长情况将不同于往年，电力装机增长率（8-10%）将低于用电需求增长率（12-13%），2008年中后期将可能出现电力供应偏紧（图表2）。如果不通过煤电联动改善电厂盈利状况，电厂电煤库存不足的情况的持续会加剧电力供需矛盾，并在用电高峰期出现新一轮电荒。本栏目文章延时1小时推出，如需查看即时文章，请购买端！马上购买

    电力危机反应深层次问题

    我们认为，实行煤电联动是短期解决煤电矛盾、防止电荒再次出现的手段，但并不能解决实质性问题。电荒反应的深层次问题在于：

　　第一、缺乏对能源行业的市场改革进行全面统一的规划和管理。煤炭行业的市场化进程显然快于电力行业，简单地说就是“市场煤”和“计划电”。到目前为止煤炭行业已基本实现全面市场化，而电力改革仅打破了发电端的垄断，电网的垄断尚未打破，价格的市场化不能推进。煤炭和电力的市场化改革不同步，已经打破垄断的发电企业夹在“市场化的煤”和“垄断的电网”之间，遵守的又是计划经济的定价原则，这种尴尬扭曲的地位导致发电企业应对风险的手段很单一（也并不非常有效），那就是控制电煤库存，这是本次电力危机的根本原因。

　　第二、缺乏全面公平的能源价格决定机制，来平衡市场经济与社会生活的矛盾、资源稀缺与可持续发展的矛盾、公共利益与商业利益的矛盾。此次为控制CPI涨幅而限制电价，只有发电企业在承担这个代价，煤炭价格还在飞涨，电网公司毫发未损。建立全面完整的能源价格决定机制需要考虑到平衡能源产业链各环节的利益公平分配问题，在发生“市场经济与社会生活的矛盾、资源稀缺与可持续发展的矛盾、公共利益与商业利益的矛盾”时，需要能源产业链各环节共同承担社会责任，而不仅仅只是该产业链上的某一环节。

　　加快电力改革，打破电网垄断摇钱树下教你摇钱术

    我们认为，应该加快电力改革，打破电网垄断，真正形成竞争性的电力市场，从而理顺煤电改革不同步所造成的扭曲关系。我们在此需要回顾一下从2002年开始的电力体制改革。

　　电力改革的总体目标和主要任务

    2002年4月11日，国务院印发了《电力体制改革方案》，标志着酝酿已久的新一轮电力体制改革开始进入实施阶段。总体目标是：打破垄断，引入竞争，提高效率，降低成本，健全电价机制，优化资源配置，促进电力发展，推进全国联网，构建政府监管下的政企分开、公平竞争、开放有序、健康发展的电力市场体系。主要任务是：厂网分开，重组发电和电网企业；实行竞价上网，建立电力市场运行规则和政府监管体制，初步建立竞争、开放的区域电力市场，实行新的电价机制，制定发电排放的环境折价标准，形成激励清洁电源发展的新机制；发展发电企业向大户直接供电的试点，改变电网企业独家够买电力的格局；继续推进农村电力管理体制的改革。给你摇钱树不如给你摇钱术

　　最主要的和最具挑战性的改革包括两个方面：一是改变经营组织模式和市场竞争格局；二是形成新的电价结构和定价机制。

　　电网的垄断制约了电力改革的推进

    打破了纵向一体化，但因电网垄断，未形成真正的竞争世界各国的电力改革都以打破发电、输电、配电、售电的纵向一体化经营模式为目标，不过各国实行的行业组织经营模式各不相同，但实践证明，“市场开放竞争模式”是打破垄断、促进竞争、提高效益的最佳组织模式，即在发电和售电环节形成市场竞争，这也是中国电力改革的终极目标（图表3）。（参见附件《世界电力改革介绍》）

    电力改革从2002年开始，到2007年国家电网出售920项目，改革的第一步“厂网分开”才基本完成，它打破了原来“国家电力公司”的纵向一体化经营组织模式，在发电端形成了多个竞争主体（图表5），但输电、配电、售电三个环节仍是一体化经营，由国家电网垄断（图表4）。在这种格局下，国家电网作为单一买方，使发电环节难以形成真正的竞争，更无法推行真正的“竞价上网”，即使勉强实行竞价上网也是有限竞争，独立发电商很难摆脱单一买方对价格的控制，往往形成发电商与电网公司签订长期合同的形式。目前我国也鼓励大用户直供电，但是在电网完全垄断的格局下是无效的。

　　下一步的电力改革要打破电网的垄断，首先将输电和配售电环节分开，使独立发电商面对的买方是数量匹配的多个配电商和大用户，从而实现发电企业的“竞价上网”和配电商及售电商的“竞价售电”。输电网具有自然垄断的特征，更具备公共职能，应由政府定价，在发达国家输电网仅享有较低的无风险利润。

    拆分了各环节电价，但因电网垄断，无法形成价格竞争

    我国电力行业一直实行的是发电、输电、配电、供电垂直一体化的经营管理模式，从中也可大体分为发电与供电两个环节，特别是1985年电力投资改革，单独核定上网电价之后，这两个环节的界限就更为明显，因此长久以来我国实行独立核算的电价只有上网电价和销售电价两种。

　　2003年7月国务院颁发了《国务院办公厅关于印发电价改革方案的通知》，确定电价改革的长期目标：在进一步改革电力体制的基础上，将电价划分为上网电价、输电价格、配电价格、终端销售电价；在定价方式上改变完全由政府定价，其中，上网电价和售电价格由市场竞争形成，输电、配电价格由政府指定。

    2005年3月发改委在上述电价改革方案的基础上制定并颁布了《上网电价管理暂行办法》、《输配电价管理暂行办法》和《销售电价管理暂行办法》，2007年7月发改委公布了各省级电网2006年销售电价和输配电价标准。新的电价构成初步形成，电力各环节的电价明确地拆分开来。但是，由于输电、配电、售电各环节的经营管理尚未拆分，仍由国家电网和南方电网两家垄断，因此新的定价机制无法实施，各环节电价的拆分也就只停留在形式上了。

    建立能源价格决定机制，公平分配产业链各环节利益

   此次为控制CPI涨幅而限制电价，在煤电产业链上（煤炭、发电、电网），只有发电企业在承担这个代价，煤炭价格还在飞涨，电网公司毫发未损。建立全面完整的能源价格决定机制需要考虑到平衡能源产业链各环节的利益公平分配问题，需要能源产业链各环节共同承担社会责任。

　　煤炭和发电利润已经重新合理分配

    经过“厂网分开”的改革之后，发电企业的盈利不断下降，这是一个发电企业原有过高垄断利润向合理利润回归的过程（图表7）。而与此同时，煤炭行业彻底改变了80-90年代亏损的状态，盈利大幅提高。

    我们以12家重点电力上市公司和10家重点煤炭上市公司为行业代表，测算了两个行业多项盈利指标。2001-2006年，电力上市公司净利润五年间增长了66%（平均值），而煤炭上市公司净利润五年间增长了346%（平均值）。两个行业的利润率虽然都因成本的上升而下降，但电力行业的下降幅度明显高于煤炭行业（图表8）。

　　从代表企业经营情况的息税前利润率来看，煤炭和电力（发电）两个行业水平一致，均达到19-20%的水平。

　　因此，我们认为，在当前解决资源品价格和CPI的矛盾问题上，煤炭和电力（发电）同样具有社会责任。事实上，在冰雪灾害的近一个月里，市场煤炭价格疯狂上涨

    电网公司垄断利润有待压缩

    我们认为，电网公司在此次政府控制CPI上涨，平衡社会公共利益与企业商业利益当中，未承担社会责任，仍保持不合理的垄断利润。

    煤电联动本应上调的是承担煤炭价格上涨压力的火电企业的上网电价，但在05、06年两次煤电联动中，不仅上调了上网电价，还上调了电网的输配和售电价格，2005年上网电价和电网的电价分别上调1.8分/千瓦时、1.02分/千瓦时，2006年分别上调1.174分/千瓦时、1.32分/千瓦时。

　　国家电网和南方电网近年的盈利指标如图表所示，可以看出，利润发生大幅增长，国家电网和南方电网2006年利润总额分别为269亿元和137亿元，比2003年分别增长了290%和705%。而2006年的税前利润率仅3.15%和6.17%，国家电网的净资产收益率仅3.83%。电网公司，特别是国家电网的垄断利润之高和垄断效率之低可见一斑。与发电企业相比，两大电网公司压缩成本费用的空间还很大，盈利能力大有提高的空间。（图表9）

　　实际上，可以通过只上调上网电价而不上调销售电价来解决目前发电企业面临亏损和CPI高涨的问题，只是需要电网公司压缩垄断利润。之所以不能实施这样的政策，关键还是在于电网的全国垄断属性，因此，只有推进电力改革，打破电网垄断，才能真正解决此次电力危机所反应的深层矛盾。

    从世界范围来看，电力工业改革始于1981年的智利。但是这场改革发展成为一次世界性的改革运动则是在80年代末英国开始电力工业改革之后。改革前，世界大多数国家的电力工业均由政府直接投资，采取完全垄断经营模式，表现为政企合一，发电、输电、配售电垂直一体化。而全球电力行业改革的基本趋势主要有两个方面：一是在行业组织结构方面要打破垄断，形成竞争机制；二是在所有制方面要促进电力企业民营化，加强政府监管职能。

　　一、电力行业组织结构的改革

    由于世界各国市场经济发展程度、经济发展水平、所有制形式等各不相同，因此，各国改革后的电力工业组织模式差异也较大。归纳起来，大约有下列几种模式：

　　单一垂直垄断型模式：全国发电、输电、配售电业务全部由一家电力公司经营，多为国家所有制企业，由国家对电力公司经营实行管制，法国、意大利、葡萄牙、希腊等国就属于这种类型，电力公司仍然是国有化公司，保持着一体化的体制，只是在功能上将发、输电业务分开。

　　多头垄断型模式：这种模式有两种情况，第一种是多家垂直垄断型，由多家电力公司分区经营，各区域电力供应相对独立，发电、输电、配电实行垂直一体化垄断，各区电网是互联的。日本是采用这种模式的典型，全国有10大电力公司，除冲绳电力公司外，其他9大电力公司都已互相联网。第二种是多家发输电垄断经营，配电业务由其它多家公司经营，输电网是互联的。美国加州的电力工业采用这种模式。

　　单一垄断与多头结合型模式：输电业务由单一电力公司经营，并垂直经营发电和配电业务，发电和配电领域也允许其它企业进入，但由于电力公司垄断输电的优势，为保证公平竞争，国家对电力公司实行管制，目前德国、美国的电力企业属于这种管理模式。

　　市场开放竞争模式：在发电、配售电领域实行完全竞争，输电由一家公司经营，并实行政府监管。这种模式多为近10年各国电力工业改革采用，以英国、澳大利亚、阿根廷、智利、挪威、新西兰、新加坡、荷兰等国为代表。

    以上列示的各种电力工业管理模式各有利弊，适合于每个国家的具体国情。但从打破垄断、促进竞争、提高效益的角度而言，市场开放竞争模式最为有利。因为电网网络规模越大，利用率越高、成本就越低，经济性就越好；而发电市场垄断的打破，可使竞价上网的平均上网电价下降；同时按照国际普遍的做法，改变单一售电模式，在一个供电区域内设立至少两个以上的售电机构，由用户根据价格和服务有选择地购电，将会给用户带来价低质优的利益。这种模式也将是我国电力工业未来发展的方向。

　　二、电力行业所有制的变更

    除了组织模式的变革，各国的电力工业所有制也经历了由国有向民营逐步转化的过程。概括起来大体有图表11中列示的三个阶段。

　　在电力工业所有制转变的过程中，政府对电力的监管方式也发生了巨大的变化。

　　在政府间接控制及股权控制阶段，政府对电力企业的管理方式是多个部委和每级政府的有关机构对电力部门进行广泛、迟缓和非透明的管理。而在政府间接控制阶段，由于政府是以经济手段为主进行宏观调控，因此政府只负责制定电力的法律、法规，并通过专门的电力或能源监管委员会进行管理。这种管理方式是集中的、有限的、透明的。