国家发改委6月19日深夜公布电价上调方案和煤价管制措施，7月1日起，全国省级电网销售电价每度提高0.025元，全国的电煤车板价以2008年6月19日实际结算价格为最高限价，众多火电公司期盼已久的方案终于出炉。次日，电力股全线大幅上涨。在此之前，作为原料的电煤价格不断上涨，而作为产品的电价却维持稳定，这让发电企业不堪重负。

    《投资者报》研究发现，此次电价上调，对于火电企业而言，仅仅是亏损的减少，并不能完全弥补应电煤价格上涨形成的业绩损失，而水力发电企业则有望搭车电价上涨，增厚业绩。

    受困煤电价格倒挂

    2003～2007年是我国经济加速发展的时期，我国发电行业进入了黄金发展时期，行业改革破冰，重化工业进程持续、消费升级等都带来电力需求持续旺盛，行业内部结构升级亦大规模展开。

    截至2007年底，全国发电装机容量达到7.13亿千瓦，发电量32777亿千瓦时，较5年前增加了一倍。其中，火电发电量约占全部发电量82.86%，A股市场56家电力上市公司全年实现销售收入2763亿元，同比增长16%，净利润合计为298亿元，同比增长近20%，较高的增长率背后隐藏着巨大的矛盾。

    2008年一季度我国电力需求同比增长13.04%，增幅同比下降1.4个百分点。从紧的货币政策下，第二产业用电需求有所回落所致，另一方面雪灾也对一季度的用电需求有所抑制。根据中电联最新公布的2008年1至5月电力企业生产数据，1～5月发电量同比增长13.7%，增速同比下降2.1个百分点，降幅有所扩大。5月单月增长11.8%，增速同比减缓4.7个百分点；1～5月全国火电平均利用小时为2139小时，比去年同期降低58小时，下滑幅度继上个月又有微幅扩大。

    煤电企业主要原料是煤炭，占到了公司总成本的一半以上。作为煤电企业主要原料的电煤价格2007年持续上涨，全年电力上网电价一直保持平稳，“市场煤，计划电”是电厂经营最好的写照，2008年初南方雨雪天气放大了煤、电矛盾，作为发电行业主体部分的火电行业进入了濒临全行业亏损的困难时期。

    2007年9月份之后，煤炭出厂指数开始小幅上涨，同期电力出厂价格仍旧维持在第二次煤电联动之后的水平。2008年一季度电煤价格继续高位上涨，在2007年涨幅的基础上，电煤合同价格均再次上涨35～45元/吨，部分地区价格上涨甚至超过70元/吨。

    粗略计算，火电行业的综合燃料成本在20个月内已上涨达到30%～35%，远远超过煤电联动规则中调升电价的要求。此前2005年4月22日的第一次煤电联动的触发点是火电类上市公司2005年一季度燃料单价相对2004年四季度涨幅约8%。

    成本上涨直接导致电力企业财务紧张。2008年一季度，56家发电公司中，21家上市公司亏损。有42家每股收益同比下降，3家持平，只有11家小幅增长。实现净利润19.16亿元，同比下降68%。业绩同比下降的都是装机容量大、电力供应覆盖地域广的大型火力发电公司：大唐发电每股收益0.04元，同比下降73%；国电电力每股盈利0.031元，同比下降74%；华能国际今年一季度的每股收益也有80%的降幅。

    电力企业做为资本密集型企业，成本上涨不仅吞噬电力企业的盈利能力，而且对公司的现金流量产生了负面影响。电力企业的现金流量在2008年一季度大幅下滑，据我们统计，在56家上市公司中，31家企业的经营活动产生的现金流量净额同比下降，16家公司一季度经营活动产生的现金流量净额为负值。五大发电集团下属上市公司2008年一季度经营产生的现金流净额同比均出现下降，下降幅度最高的华电国际降幅达到96%。在现金流量减少，主营业务成本增长的背景下，央行的多次加息，更使资本密集特点鲜明、资产负债率高的电力企业承受了更大的资金压力。

    资金压力对火力发电企业最严峻的影响是减少电煤的采购。而电煤供应不足将影响到中国整体经济的安全，因此，在这样的形势下，尽管提高电价或将进一步加大通胀压力，却也是必然之举。

    火电企业经营遭遇空前困境之时，火电企业中长期盈利能力的怀疑之声再起。由于火电在电力生产中绝对的主力位置，如何疏通这一利益链条，美国的经验或许值得借鉴。美国是发达国家中能源消耗构成、电源结构与中国比较相似的国家。美国电力市场化改革始于上世纪80年代。

    2002-2006年，美国火电企业年均发电成本上升约8.5%，其间零售电价年均上涨约5.5%。燃料成本只占总成本的一定比例，如果有技术进步也能消化一部分上升成本，上述电价上涨幅度应当可以化解成本上涨带来的盈利压力。为了验证上述结论，国泰君安对部分美国火电上市公司的盈利指标进行了简单分析，数据显示，美国电力行业作为一种典型的公用事业，其相对盈利能力在长期范围内是维持在一个较稳定的范围内。与美国发电行业最大的不同之处在于，由于行业的准入、审核等制度因素、电价的形成方式以及工业用电占比较高的电力需求结构，我国的发电行业盈利波动幅度和频度大于美国。

    一方面是用电需求的增速不断下滑，另一方面是“市场煤，计划电”的挤压，收益的下降和预期的不确定，让A股市场投资者对于电力股的态度降落到冰点。

    从2007年10月15日两市最高收盘点位开始，到2008年电力涨价前的6月19日，65只电力股中有18只跌幅超过同期上证综指跌幅，跌幅在50%以上股票有34只，占到一半以上。大唐发电、金山股份、深圳能源等绩优股跌幅都在50%以上。这个时间段中，电力股总市值缩水50%，但是，按总股本加权计算的行业平均市盈率却没有同幅度下降，从39倍降至27倍，降幅为25.6%，出现这一现象的原因在于电力公司一季度业绩的大幅下滑。股价下跌而市盈率不跌意味着市场仍将可能会用补跌的方式寻求业绩支撑。

    火电企业自寻出路

    受制于电煤价格高涨，各火电企业苦不堪言，纷纷自找出路，或者与煤炭公司签订长期合同，或者向上游拓展。兖州煤业6月3日公告，公司与华电国际签订2008年度煤炭买卖合同，合同量为730万吨，比2007年度增加52.1%，合同净价格在2007年的价格基础上上涨37.9%。从更长期看，国内五大电力集团已经频频向上游延伸，降低煤价上涨带来的业绩风险。

    提价不能弥补成本压力

    有分析认为，此次电价上调是5月份CPI增幅环比下降条件下的举措，回顾前两次煤电联动，均是在CPI较低幅度下的实行，下半年如果通货膨胀率持续高企，第三次煤电联动的时间将会推迟。

    对于火电上市公司而言，尽管前两次煤电联动之后火电企业毛利率均得到显著改善，但由于本次上涨幅度没有完全覆盖成本的上涨，所以对业绩的提升幅度有限。从第一、第二次煤电联动的经验来看，上网电价的上调约占销售电价上调幅度的70%，本次上网电价上调约1.75分/千瓦时，除税后相当于1.5分/千瓦时，按照煤电联动公式计算，应上调2.78～2.96分/千瓦时（不含税）。电价上调使电力行业净利润比原来预期的增加64%～73%，但仍将比2007年下降约45%～50%。

    7月1日开始执行的新电价方案，意味着2008年上半年火电上市公司的业绩与电价上涨无关，第一季度末各电力上市公司公布的2008年半年报业绩预测，不会因为电价上涨而有所提升。

    水电股有望同步受益

    截至本报发稿时，仍未知晓具体的上网电价执行方案。第二次煤电联动时，电价上涨与水电公司无缘，如果本次水电公司能同步上调，对于成本没有增加的水电公司而言，确实是一个好消息。

    水电公司成本主要为折旧，几乎没有上游成本压力，如果不考虑不可抗的自然灾害，水电公司业绩稳定性高于火电，是抵御通胀的良好投资品种。并且，水电是目前技术最成熟、规模化发展程度最高的可再生能源，在可再生能源发电中处于最重要的地位。

    我国水利资源丰富，全国水能资源技术可开发装机容量有5.4亿千瓦。截止到2007年底，我国水电装机达到14526万千瓦，居世界第一。在我国电力结构中，水电装机容量占全国电力装机容量的20.36%，高于2006年世界平均水平19%，水电是我国可再生能源的生力军，也是我国电力的优势所在。根据可再生能源“十一五”规划，到2010年，全国将新增水电装机容量7300万千瓦，期间将开工建设的水电站涉及金沙江等流域。

    A股市场上主要的水电上市公司有长江电力、桂冠电力、岷江水电等公司。水电上市公司的业绩波动主要受自然环境影响较大，每年的枯水期和丰水期的波动比较明显，这也是水电上市公司一个短板。偶发的自然灾害也影响着水电公司的估值，2008年5月12日发生的8.0级汶川地震对岷江水电的资产和经营造成了巨大损失。