國家發改委6月19日深夜公布電價上調方案和煤價管制措施，7 月1 日起，全國省級電網銷售電價每度提高0.025 元，全國的電煤車板價以2008 年6 月19 日實際結算價格為最高限價，眾多火電公司期盼已久的方案終于出爐。次日，電力股全線大幅上漲。在此之前，作為原料的電煤價格不斷上漲，而作為產品的電價卻維持穩定，這讓發電企業不堪重負。
《投資者報》研究發現，此次電價上調，對于火電企業而言，僅僅是虧損的減少，并不能完全彌補應電煤價格上漲形成的業績損失，而水力發電企業則有望搭車電價上漲，增厚業績。
受困煤電價格倒掛
2003～2007年是我國經濟加速發展的時期，我國發電行業進入了黃金發展時期，行業改革破冰，重化工業進程持續、消費升級等都帶來電力需求持續旺盛，行業內部結構升級亦大規模展開。
截至2007年底，全國發電裝機容量達到7.13億千瓦，發電量32777億千瓦時，較5年前增加了一倍。其中，火電發電量約占全部發電量82.86%，A股市場56家電力上市公司全年實現銷售收入2763億元，同比增長16%，凈利潤合計為298億元，同比增長近20%，較高的增長率背后隱藏著巨大的矛盾。
2008 年一季度我國電力需求同比增長13.04%，增幅同比下降1.4個百分點。從緊的貨幣政策下，第二產業用電需求有所回落所致，另一方面雪災也對一季度的用電需求有所抑制。根據中電聯最新公布的2008年1至5月電力企業生產數據，1～5月發電量同比增長13.7%，增速同比下降2.1個百分點，降幅有所擴大。5月單月增長11.8%，增速同比減緩4.7個百分點；1～5月全國火電平均利用小時為2139小時，比去年同期降低58小時，下滑幅度繼上個月又有微幅擴大。
煤電企業主要原料是煤炭，占到了公司總成本的一半以上。作為煤電企業主要原料的電煤價格2007年持續上漲，全年電力上網電價一直保持平穩，“市場煤，計劃電”是電廠經營最好的寫照，2008年初南方雨雪天氣放大了煤、電矛盾，作為發電行業主體部分的火電行業進入了瀕臨全行業虧損的困難時期。
2007年9月份之后，煤炭出廠指數開始小幅上漲，同期電力出廠價格仍舊維持在第二次煤電聯動之后的水平。2008 年一季度電煤價格繼續高位上漲，在2007 年漲幅的基礎上，電煤合同價格均再次上漲35～45元/噸，部分地區價格上漲甚至超過70 元/噸。
粗略計算，火電行業的綜合燃料成本在20 個月內已上漲達到30%～35 %，遠遠超過煤電聯動規則中調升電價的要求。此前2005年4月22日的第一次煤電聯動的觸發點是火電類上市公司2005 年一季度燃料單價相對2004 年四季度漲幅約8%。
成本上漲直接導致電力企業財務緊張。2008年一季度，56家發電公司中，21家上市公司虧損。有42家每股收益同比下降，3家持平，只有11家小幅增長。實現凈利潤19.16億元，同比下降68%。業績同比下降的都是裝機容量大、電力供應覆蓋地域廣的大型火力發電公司：大唐發電每股收益0.04元，同比下降73%；國電電力每股盈利0.031元，同比下降74%；華能國際今年一季度的每股收益也有80%的降幅。
電力企業做為資本密集型企業，成本上漲不僅吞噬電力企業的盈利能力，而且對公司的現金流量產生了負面影響。 電力企業的現金流量在2008 年一季度大幅下滑，據我們統計，在56 家上市公司中，31家企業的經營活動產生的現金流量凈額同比下降，16 家公司一季度經營活動產生的現金流量凈額為負值。五大發電集團下屬上市公司2008 年一季度經營產生的現金流凈額同比均出現下降，下降幅度最高的華電國際降幅達到96%。在現金流量減少，主營業務成本增長的背景下，央行的多次加息，更使資本密集特點鮮明、資產負債率高的電力企業承受了更大的資金壓力。
資金壓力對火力發電企業最嚴峻的影響是減少電煤的采購。而電煤供應不足將影響到中國整體經濟的安全，因此，在這樣的形勢下，盡管提高電價或將進一步加大通脹壓力，卻也是必然之舉。
火電企業經營遭遇空前困境之時，火電企業中長期盈利能力的懷疑之聲再起。由于火電在電力生產中絕對的主力位置，如何疏通這一利益鏈條，美國的經驗或許值得借鑒。美國是發達國家中能源消耗構成、電源結構與中國比較相似的國家。美國電力市場化改革始于上世紀80 年代。
2002-2006 年，美國火電企業年均發電成本上升約8.5%，其間零售電價年均上漲約5.5%。燃料成本只占總成本的一定比例，如果有技術進步也能消化一部分上升成本，上述電價上漲幅度應當可以化解成本上漲帶來的盈利壓力。為了驗證上述結論，國泰君安對部分美國火電上市公司的盈利指標進行了簡單分析，數據顯示，美國電力行業作為一種典型的公用事業，其相對盈利能力在長期范圍內是維持在一個較穩定的范圍內。與美國發電行業最大的不同之處在于，由于行業的準入、審核等制度因素、電價的形成方式以及工業用電占比較高的電力需求結構，我國的發電行業盈利波動幅度和頻度大于美國。
一方面是用電需求的增速不斷下滑，另一方面是“市場煤，計劃電”的擠壓，收益的下降和預期的不確定，讓A股市場投資者對于電力股的態度降落到冰點。
從2007年10月15日兩市最高收盤點位開始，到2008年電力漲價前的6月19日，65只電力股中有18只跌幅超過同期上證綜指跌幅，跌幅在50%以上股票有34只，占到一半以上。大唐發電、金山股份、深圳能源等績優股跌幅都在50%以上。這個時間段中，電力股總市值縮水50%，但是，按總股本加權計算的行業平均市盈率卻沒有同幅度下降，從39倍降至27倍，降幅為25.6%，出現這一現象的原因在于電力公司一季度業績的大幅下滑。股價下跌而市盈率不跌意味著市場仍將可能會用補跌的方式尋求業績支撐。
火電企業自尋出路
受制于電煤價格高漲，各火電企業苦不堪言，紛紛自找出路，或者與煤炭公司簽訂長期合同，或者向上游拓展。兗州煤業 6月3日公告，公司與華電國際簽訂2008 年度煤炭買賣合同，合同量為730 萬噸，比2007 年度增加52.1%，合同凈價格在2007年的價格基礎上上漲37.9%。從更長期看，國內五大電力集團已經頻頻向上游延伸，降低煤價上漲帶來的業績風險。
提價不能彌補成本壓力
有分析認為，此次電價上調是5月份CPI增幅環比下降條件下的舉措，回顧前兩次煤電聯動，均是在CPI較低幅度下的實行，下半年如果通貨膨脹率持續高企，第三次煤電聯動的時間將會推遲。
對于火電上市公司而言，盡管前兩次煤電聯動之后火電企業毛利率均得到顯著改善，但由于本次上漲幅度沒有完全覆蓋成本的上漲，所以對業績的提升幅度有限。從第一、第二次煤電聯動的經驗來看，上網電價的上調約占銷售電價上調幅度的70%，本次上網電價上調約1.75分/千瓦時，除稅后相當于1.5 分/千瓦時，按照煤電聯動公式計算，應上調2.78～2.96 分/千瓦時（不含稅）。 電價上調使電力行業凈利潤比原來預期的增加64%～73%，但仍將比2007年下降約45%～50%。
7月1日開始執行的新電價方案，意味著2008年上半年火電上市公司的業績與電價上漲無關，第一季度末各電力上市公司公布的2008年半年報業績預測，不會因為電價上漲而有所提升。
水電股有望同步受益
截至本報發稿時，仍未知曉具體的上網電價執行方案。第二次煤電聯動時，電價上漲與水電公司無緣，如果本次水電公司能同步上調，對于成本沒有增加的水電公司而言，確實是一個好消息。
水電公司成本主要為折舊，幾乎沒有上游成本壓力，如果不考慮不可抗的自然災害，水電公司業績穩定性高于火電，是抵御通脹的良好投資品種。并且，水電是目前技術最成熟、規?；l展程度最高的可再生能源，在可再生能源發電中處于最重要的地位。
我國水利資源豐富，全國水能資源技術可開發裝機容量有5.4億千瓦。截止到2007年底，我國水電裝機達到14526萬千瓦，居世界第一。在我國電力結構中，水電裝機容量占全國電力裝機容量的20.36%，高于2006年世界平均水平19%，水電是我國可再生能源的生力軍，也是我國電力的優勢所在。根據可再生能源“十一五”規劃，到2010年，全國將新增水電裝機容量7300萬千瓦，期間將開工建設的水電站涉及金沙江等流域。
A股市場上主要的水電上市公司有長江電力、桂冠電力、岷江水電等公司。水電上市公司的業績波動主要受自然環境影響較大，每年的枯水期和豐水期的波動比較明顯，這也是水電上市公司一個短板。偶發的自然災害也影響著水電公司的估值，2008年5月12日發生的8.0級汶川地震對岷江水電的資產和經營造成了巨大損失。
