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政策：市场煤与计划电：
经过多年的改革，我国煤炭价格已经走向市场，由供需双方企业根据市场供求关系协商确定价格。但是，我国电力市场的改革相对落后，电力价格依然由政府控制。目前，各地上网电价由政府根据经营期限，按省级电网内同时期建设的同类型技术先进的发电机组的社会平均成本为基础核定成本，加合理收益和税金的原则核定上网电价，同一地区新建设的发电机组上网电价实行同一价格；上网电价与燃料价格联动。
现状：煤价不断上涨，电企不堪重负
自2001年以来，我国煤炭价格不断上涨，特别是2008年以来在国内供求、国际煤价上涨的带动下再次大幅上涨。截至2008年3月，原中央财政煤炭企业重点煤炭商品煤平均售价和原中央财政煤炭企业供发电用煤平均售价分别比2007年底上涨13.26%和21.15%。
电力企业盈利能力迅速下滑，煤炭和电力盈利两极分化。2008年1-2月份，火电行业利润总额为25.5亿元，同比减少75%，而煤炭行业利润总额为175亿元，同比增长67%。
期待政策化解煤电矛盾关注电企的经营对策
政府解决煤电矛盾的措施有：（1）煤电联动；（2）对电力企业给予财政补贴；（3）上调上网电价，维持销售电价，同时给予电网公司补贴；（4）限制煤炭价格。我们认为最有可能和最有效的还是煤电联动。
电力企业采用向上游拓展、电源结构多元化、上大压小等措施来应对煤价高涨。
投资策略：维持行业“中性”评级
我们认为除非改变电力行业的定价机制，电力行业的盈利仍然会下滑。我们建议关注三类投资机会：（1）水电公司，如长江电力；（2）具有电源结构优势、掌控一次能源的电力公司，如国电电力；（3）煤电联动带来的短期交易性机会，建议关注对煤价、电价敏感的公司。
政策：市场煤与计划电
煤价：从计划走向市场
我国煤炭价格由计划走向市场，可以粗略划分为五个阶段：
第一个阶段是1993年以前，原来的煤炭工业部和国家物价局对煤炭价格实行的是政府定价。
第二个阶段是从1993年起，逐步放开了煤炭市场价格，政府对于煤炭的主要用户——电力行业计划内用煤实行政府指导价，由国家计委确定指导价，之后由企业协商，政府出面协调，而在计划外电煤以及其他行业用煤的煤炭价格实行市场价，从而形成“计划煤”与“市场煤”之间的价格“双轨制”。
第三个阶段是从2002年到2005年，放开了电煤指导价格，实行市场定价。但由于煤炭与电力行业的特殊性，在每年召开的煤炭订货会上，电力行业与煤炭行业在电煤价格方面总是会有所争议，电煤价格的最终制定实际上还得靠政府出面协调解决。
第四阶段是从2005年到2006年，国家发改委正式将会议改为“全国重点煤炭产运需衔接会议”。2005年规定电煤合同价格的涨幅要控制在8%以内，但市场价格的大涨使限价失去效力，一些合同价格的涨幅超过了8%，国家出台了煤电价格联动政策。2006年，发改委进一步放开价格管制，取消干预措施，提出“由煤电双方自主确定交易价格”。
第五个阶段是2007年起，煤炭价格全面放开，由供需双方企业根据市场供求关系协商确定价格。从此，结束延续多年的电煤价格“双轨制”。
上网电价：依然是政府定价
我国的电价改革目前正处于从计划体制下政府管理向市场化竞价上网改革的过渡阶段。
我国的电价改革基本可以分为几个阶段：
第一阶段：1985年前的计划经济时代。1985年前，我国实行国家“独家办电”的政策，电源和电网全部由政府投资，电力行业发、输配、售一体化，国家实行指令性电价，只有销售电价，没有上网电价的概念。
第二阶段：1985年~1997年，还本付息电价出台，多种电价并存。为解决电力瓶颈问题，调动社会各方投资办电的积极性，1985年，国家出台了《关于鼓励集资办电和实行多种电价的暂行规定》，投资主体出现多样化，由原来的政府独家办电改为多家办电的形式。与此相适应，实行了多种电价制度：一是对集资兴建的电厂实行还本付息电价，允许新建成的电力项目按照还本付息需要核定电价；二是实行“燃运加价”政策，允许电价随着燃料、运输价格的调整而相应调整；三是出台“二分钱”电力建设基金政策，作为地方电力建设的资金来源。
在这一时期，独立发电厂出现，上网电价的概念逐渐形成，电价中开始考虑燃料成本上涨和投资回报。在这一阶段，电价模式也打破了单一的模式，出现了指令性电价和指导性电价两种电价形式，形成了两种电价机制并存的局面，即“老电老价、新电新价”。
第三阶段：1997年~2002年。为改变成本无约束、价格无控制的状况，1997年国家适时调整电价政策，以“经营期电价”取代“还本付息电价”。在电力项目可研阶段测算电价时，开始采用经营期（通常为20年）平均上网电价。2001年，原国家计委下发计价格[2001]701号文件，将正在执行的三段式还本付息电价改为按发电项目经营期核定平均上网电价，新建电厂按经营期平均上网电价核定。
第四阶段：“厂网分开”后“竞价上网”前实行的临时上网电价。2002年，电力体制改革步入实质性操作阶段，国家电力公司实现了厂网分开，建设竞争性电力市场的改革正式展开。为了适应厂网分离后的价格管理，国家有关部门发布了临时上网电价办法。根据这个办法：
（1）竞价上网前，上网电价由政府根据经营期限，按省级电网内同时期建设的同类型技术先进的发电机组的社会平均成本为基础核定成本，加合理收益和税金的原则核定上网电价，其中合理收益以资本金内部收益率为指标，按长期国债利率加一定百分点核定。
（2）同一地区新建设的发电机组上网电价实行同一价格；原来已经定价的发电企业上网电价逐步统一。通过政府招标确定上网电价的，按招标确定的电价执行。
（3）燃料价格涨落幅度较大时，上网电价在及时反映电力供求关系的前提下，与燃料价格联动。根据《关于建立煤电联动机制的意见的通知》[发改价格（2004)2909号]，在一个周期（6个月）内，煤炭价格上涨幅度超过5%，实施煤电联动，电价消化70%的煤价涨价，电企自身消化30%的煤价上涨。
电价改革的最终目标是上网电价全部由市场竞争形成。
现状：煤价不断上涨电企不堪重负
市场煤价节节攀升
2001年以来，我国煤炭价格出现连续上涨。特别是2004年、2005年涨幅巨大。根据统计，原中央财政煤炭企业供发电用煤平均售价2004年、2005年同比涨幅分别达到16.6%和31.69%。
进入2008年以来，煤炭价格再次大幅上涨。2008年3月，原中央财政煤炭企业重点煤炭商品煤平均售价和原中央财政煤炭企业供发电用煤平均售价分别比2007年底上涨13.26%和21.15%。
我国煤炭价格上涨的原因主要是：
（1）供求关系成为煤价走势的主要决定因素。我国国民经济持续稳定增长带来对能源需求。从煤炭消费结构看，电力、冶金、化工和建材是主要耗煤产业，这四大行业煤炭消费量约占总消费量的70%左右。这些行业近年来的快速发展，使得煤炭需求高增长势头不减。2007年，火电、粗钢、水泥行业的累计产量同比增幅分别为14.9%、16.8%、9.9%，远大于同期原煤产量6.9%的增长率。另一方面，由于国家关停中小煤矿，限制煤矿产能快速扩张，以致煤炭供给增速的放慢，使得我国煤炭的供需一直处于“紧平衡”状态。
（2）“完全成本”体现资源稀缺性。煤价不仅反映市场供求关系，也开始逐步反映资源稀缺程度和环境损害成本。政策性成本是支撑煤价不断走高的另一重要原因。以前，我国的煤炭矿产权大多通过无偿划拨取得，安全、环境和转产成本也一直没有计入煤炭的正常成本，不仅没有充分体现资源价值，也造成采煤的资源损耗无法补偿、环境破坏无法修复。我国开始推行矿产资源有偿使用制度，煤炭行业作为试点率先进行改革。2006年9月，国务院批复山西、内蒙古、安徽、山东、陕西等8个煤炭主产省（区）成为进行煤炭资源有偿使用制度改革试点，试点地区实行煤炭资源探矿权、采矿权有偿取得制度。2007年山西省开始对煤炭行业实行可持续发展试点，征收“两费一金”和企业缴纳的矿业权价款都计入生产成本，从而在原来核算体系中的“生产成本”之外，加上资源、环境、生态和转产成本，形成煤炭生产的“完全成本”。
（3）运输瓶颈制约煤炭供应增长。由于我国煤炭产业主要集中在山西、陕西、内蒙等内陆地区，受铁路煤炭运输的制约，部分地区原煤产量外运困难，难以形成有效的供应能力。近年来，国际海运价格大幅上涨，进一步推高了煤炭价格。
（4）国际能源价格高涨对煤炭价格具有拉动作用。国际原油价格的持续攀升是造成国际煤价上涨的一个重要原因，许多国外用油发电的电厂改用煤，导致国际煤炭需求的增长；同时，国际煤炭主要出口国澳大利亚、南非、越南、印度、印尼等因各种原因减少煤炭出口，因而导致国际煤炭价格大幅上涨。2008年5月1日，澳大利亚BJ煤炭现货价格达到127.75美元，比上年同期上涨136%。国际煤炭价格的不断攀升对国内煤炭价格具有强有力的拉动作用。
（5）煤炭资源整合提高煤炭行业话语权。根据煤炭行业“十一五”规划，在“十一五”期间，煤炭行业将进行资源和企业整合，形成6至8个亿吨级和8至10个五千万吨级大型煤炭企业。煤炭行业的整合将淘汰中小煤矿落后产能，做大做强国有大型煤矿企业的方式来调整煤炭产业结构，进而提高产业集中度，有效抑制无序竞争。这将有助于提升煤炭企业的议价能力。
电价：CPI制约第三次煤电联动
为缓解煤炭价格上涨对电力企业的压力，2005年12月政府出台了《关于建立煤电价格联动机制的意见》，规定：在一个周期（6个月或以上）内煤炭价格上涨幅度达到5%，即可进行联动。同时规定在煤电价格联动时，煤价上涨的30％部分将由电力企业自行消化。
我国已两次实施煤电联动：
2005年5月1日，第一次煤电联动，全国上网电价和销售电价平均提高1.78分/千瓦时（含税）和2.52分/千瓦时（含税）。
2006年6月30日，第二次煤电联动，全国上网电价平均上调1.174分/千瓦时（含税），而销售电价平均提高2.494分/千瓦时（含税）。
两次煤电联动，极大地缓解了电力行业因煤炭价格而导致的利润下滑。第二次煤电联动后，煤炭价格累计涨幅约30%，但由于CPI居高不下，期待中的第三次煤电联动迟迟未实施，使得电力行业的盈利能力出现恶化，火电行业的毛利率已从2003年的21%~23%下降到2008年2月份的10.9%。
煤电企业盈利冰火两重天
煤炭价格的持续上涨使电力行业的盈利能力迅速下降。虽然电力通过规模扩张（火电装机容量从2002年的2.655亿千瓦增长到2007年的5.544亿千瓦）、技术改造（从小机组到百万千瓦机组）、节能降耗等措施，电力行业的利润总额仅增长约1倍。与此同时，煤炭行业的利润总额在2002年到2007年增长了约9倍。
根据最新统计，2008年1-2月份，火电行业利润总额为25.5亿元，同比减少75%，而煤炭行业利润总额为175亿元，同比增长67%。
未来：期待政策化解煤电矛盾
期待政策化解煤电矛盾
煤价的大幅上涨导致火电企业生产成本大幅增加，但由于CPI高位运行，期待中的第三次煤电联动迟迟未能出台，以及2008年1-2月份的雪灾影响，2008年1季度出现五大发电集团全线亏损的局面。
同时，电煤库存再度下降的现象引发市场的担忧。1月底、2月底、3月底直供电网电煤库存分别为1724万吨、2797万吨和2266万吨，分别较去年同期减少534万吨、38万吨和389万吨，可用天数分别为8天、14天和12天，低于正常水平。
为了缓解电力企业的经营困境，保障夏季用电高峰时期不至于出现大范围的拉闸限电，发改委可供选择的主要手段包括：实施煤电联动，上调电价；对发电企业实施财政补贴；调整上网电价，但不调整销售电价，同时补贴电网公司；对电煤进行价格管制。
实施煤电联动，上调电价；
毫无疑问，是丝毫煤电联动是解决电力企业困境的有效措施，但在目前CPI指数仍然8.5%的情况下，实施煤电联动的可能性不大。电力是一种基础的产品，提高电价将会引起连锁反应，可能会进一步推高已经高企的CPI。在2008年之初，政府已明确“把防止经济增长由偏快转为过热、防止价格由结构性上涨演变为明显通货膨胀作为宏观调控的首要任务”，年初的雪灾和近期发生的四川地震将对CPI造成一定不利影响，使得控制通胀的压力继续增大。CPI指数仍然是能否实施煤电联动的关键因素。
对发电企业实施财政补贴；
2007年我国的财政收入达到5.13万亿元，理论上讲，我国政府有能力对电力企业进行补贴。但从操作的可行性来看，（1）全国电力企业数量众多，操作起来应有一定的难度；（2）若仅对亏损企业实施补贴，对于高效节能、目前尚能盈利的大机组有失公平；（3）财政补贴不具有持久性，不利于解决电力价格扭曲的状况。
调整上网电价，但不调整销售电价，同时补贴电网公司；
相对而言，调整上网电价并保持终端电价不动，同时补贴两家电网企业，在操作上更有可行性。这既可解决发电企业的燃煤之急，又不会推高CPI，而且补贴两家电网企业要比补贴众多发电企业更加容易。同样，对电网公司给予财政补贴，只能作为权宜之计，并不能解决我国电力价格扭曲的问题
对电煤价格进行管制。
根据2004年国家发改委《关于建立煤电价格联动机制的意见》中第十条规定：“政府依法对煤炭价格进行适当调控。为避免煤炭价格发生剧烈波动，依据《价格法》的规定，由国务院授权国家发改委在煤炭价格出现大幅度波动时，在全国或部分地区采取价格干预措施。”但是，限制煤价是资源价格市场化改革的倒退，根据经济学的理论，限价将会导致供应减少，从而加剧商品的短缺。而且，由于煤炭资源整合尚未完成，全国有多达上万家的小煤矿，煤炭限价的可行性并不强。
从近期来看，国家发改委正在督促煤电双方执行合同，提高煤炭合同的履约率、兑现率，合同兑现要求品种、数量、价格完全兑现。
我们认为：第三次煤电联动有可能在2008年第三季度奥运会之后实施，主要原因是：
（1）下半年CPI指数可能有所回落。我国CPI指数是从去年下半年大幅上升的，翘尾因素的影响，预计2008年第三季度CPI将会有所下降，为国家调整电力价格提供良机。
（2）电力企业已无力承受煤价，若不调整电价，将会出现全国性供电紧张。电力行业是一个资本密集型行业，多数电力企业负债率较高。若电力行业持续亏损，将会导致部分企业资金紧张，从而导致停电限电，进而影响经济发展。
（3）调整能源价格，是我国调整经济结构、改变经济增长方式，使经济由粗放型走向集约型的重要步骤。
我们同时认为，2008年政府上调上网电价是大概率事件，但2008年电价上涨的幅度有限。第二次煤电联动后，煤炭价格上涨的幅度约30%，根据煤电联动办法，理论上应上调电价20%。考虑电力价格对国民经济的影响，我们认为电价上调的幅度不可能很大。
高煤价下，电力公司的经营对策
多种因素决定我国煤炭价格在较长时期内持续上涨。由于我国对电力价格实行管制，煤价的上涨导致了电力企业利润的下滑。在煤炭价格持续上涨的时期，电力公司该如何应对？
从电力公司来看，主要的措施有：
向上游拓展。随着煤炭价格的持续上涨，电力企业纷纷向煤炭行业延伸产业链，或直接投资开矿，或参股煤炭企业，或进行煤电联营。电力企业向上游拓展，将缓解煤炭价格上涨带来的压力，同时也将在煤炭企业价格不断上涨中分享行业景气。目前，国内五大发电集团以及一些地方大型发电企业，都加快了与煤矿企业的合作步伐。
电源结构多元化，分散专注于火电领域的风险。在煤价不断上涨的情况下，电力企业不仅通过上游拓展，也积极投资于其它的电源项目——水电、核电、新能源，以分散投资于火电的风险。如大唐发电，其发展定位已从“独立发电商”转向“综合能源公司”，将发展水电、核电、风电、煤化工项目，并计划到2015年，火电的比例从2007年的97%下降到65%，水电比例增至25％，核电比例增至9％，风电比例约占1％。
“上大压小”，发展高效低煤耗的大机组。根据统计，100万千瓦的超超临界机组的供电煤耗可达到300克标准煤/千瓦时以下，而30万千瓦的机组供电煤耗约为340克/千瓦时。2007年我国火电机组平均供电煤耗为357克/千瓦时，百万机组比我国火电机组平均煤耗低16%，盈利能力大大高于普通机组。因而，各发电公司积极进行“上大压小”，以高效节能的大机组取代落后的小机组。
海外拓展。近年来，中国企业纷纷走出国门向海外发展。少数电力企业也开始了国际化的第一步。2008年，华能国际收购新加坡大士能源公司，取得新加坡电力市场25%的份额。虽然目前的海外收购对于公司的业绩贡献不大，但具有重要意义：一方面拓展了企业的发展空间，另一方面，新加坡市场是一个成熟的电力市场，进军新加坡市场有助于学习海外电力市场的先进经验。预计，未来将会有更多的电力企业走出国门。
高煤价下的电力行业投资策略
我们认为在我国资源价格市场化改革不断深化、国际能源价格持续上涨的背景下，我国煤炭价格将长期保持高位运行态势。但是，由于电力价格依然受政府管制，电力行业的盈利能力将会出现波浪式下滑。
我们预计：（1）2008年将实施第三次煤电联动；（2）第三次煤电联动的时间在第三季度，可能在奥运会之后；（3）第三次煤电联动的幅度有可能在5%左右，即上网电价调整1.5分/千瓦时-2分/千瓦时。
在此前提下，我们预计电力企业的利润在2008年将会比2007年大幅下滑，2009年电力企业利润将同比增加，但依然难以达到2007年的水平。
我们认为，从长期来看，除非电力行业的定价机制发生改变，否则不可能从根本上改变盈利下滑的局面。我们维持对电力行业“中性”的投资评级，但可关注以下投资机会：
投资策略一：长期看好水电龙头公司
主要理由是：（1）由于煤炭价格的大幅上涨，作为一次能源的水电资源将面临价值重估；（2）通货膨胀导致水电站的重置成本上升；（3）水电是一种清洁能源，随着我国节能减排的深入，水电企业优势将凸现；（4）水电电价具有提升空间。目前我国水电的上网电价远低于火电，从长远来看，水电电价具有较大的上涨空间。
推荐公司：长江电力
投资策略二：关注电源结构优势、具有一次能源掌控能力的公司。
主要理由：在煤炭价格不断上涨的背景下，高度专业于煤电的公司意味着对煤炭价格具有更高的敏感性和业绩的波动。投资于水电、核电、新能源，或向上游拓展，提高一次能源掌控能力，将提高燃料的保障能力，分散投资风险，增加业绩的稳定性。
建议关注：国电电力
投资策略三：等待煤电联动会带来的短期交易性机会。
由于电力股的价格已经由较大幅度的下滑，其投资风险已经得到充分释放，我们预计煤电联动将会带来短期交易性机会。建议关注对煤炭价格和电价高度敏感的公司：华电国际和华能国际。
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