□ 本报记者 王晓宇
2008年7月2日，国家发改委发布公告，为缓解煤炭价格上涨的影响，适当提高发电企业的上网电价。一发电企业负责人透露，27日全国上网电价已测算完毕，全国平均上调幅度大约为每千瓦时1.7分钱。
而在不久之前的6月19日，发改委宣布，自2008年7月1日起，全国销售电价平均每千瓦时提高2.5分钱。
虽然6月20日电力板块整体上涨6.66%，59家电力公司中，32家公司的股票涨停或接近涨停。而上周开盘至今，电力板块的整体走势一直弱于上证指数。在公布上网电价调整当天，上证综指平盘报收，而整个电力板块狂跌2.69%。
在“狂热”一天后即归于“理智”的电力板块在本次电价中究竟受益如何？
煤价如日中天
2008年1-5月，全社会用电量为13956亿千瓦时，同比增长12.42%，增速不仅低于受雪灾影响的一季度13.04%的增幅，而且还低于去年同期15.83%的增幅。
虽然今年的用电量同比增速逐步放缓，发电量增速亦随工业增加值增速放缓而回落，电力供求矛盾趋于缓解，全国供需基本平衡，但仍然存在地区性、时段性、季节性的供电紧张状况。受电煤供应不足、四川地震的影响，国家电网公司预计2008年国家电网经营区域内夏季最大电力缺口将达到1000万千瓦，而南方电网预计其电网经营区域内电力缺口将达到1200万千瓦，其中广东电力供应尤为紧张。
而从我国的发电装机结构来看，火电装机容量比重较高，保持在75%左右，发电量占80%以上；水电机组发展滞后，核电比例较小。
由于火电一直是我国电力工业的主要电源，其发电用煤占煤产量的50%以上。日前，国电集团公司副总会计师陈斌表示，燃煤成本占到了电厂成本的70%以上。因此，持续不断上涨的煤价让火电企业的负担越来越重。即使已近“三伏”天，电力企业犹在“三九”。
2008年6月25日，联合证券资深电力分析师王爽指出，2004年来，煤价一直处于上涨趋势，而2007、2008年以来上涨幅度更是加速。2008年6月23日，秦皇岛煤炭交易中心山西优混大同煤的平仓价格为920元，相比今年年初上涨幅度超过60%，而相比于去年同期上涨幅度高达90%。
07-08年动力煤市场平均价格走势
根据中国电力企业联合会2008年一季度报告可以看出，“电煤价格持续高位上涨已经完全超出发电企业的承受能力”。
此外，电煤供应不足成为供电形势严峻的重要因素。而数据显示，5月末，直供电厂煤炭库存2087万吨，较去年同期下降约617万吨；公司经营区域存煤低于3天的电厂超过62座，涉及发电容量约6186万千瓦；缺煤停机容量共269万千瓦。
报告同时指出，电煤供应是制约电力供应能力的主要因素。
电企如履薄冰
而煤电的最大冲突在一场雪灾后终于爆发，也终于让电力企业在今年一季度首现亏损。“今年以来，受冰雪灾害、电煤价格持续高位、清洁环保上网电价增加、企业财务费用和利息支出增长等因素影响，我国电力行业利润下滑十分明显”。中电联的这份季度报告显示，今年前两个月，我国电力行业利润总额由去年同期的216.10亿元下降到95.41亿元，同比下降55.85%，低于煤炭行业利润增速122.85个百分点。
发改委在答记者问时表示，今年一季度，五大发电集团中，除华能集团勉强获利外，剩余四家大唐集团、中电投集团、华电集团、国电集团均未能逃脱巨额亏损的噩梦，亏损均在4亿-9亿元之间。
而华能集团也仅因其涉足金融行业勉强盈利。尽管如此，华能集团旗下的上市公司
华能国际（600011.SH）在2008年一季度的合并报表显示虽然公司略有盈利，但其利润增长率同比下滑79.92%。
前日，有媒体爆出亏损累累的国电集团从集团到分公司一线员工都下调了薪水，幅度略低于30%，其中，领导的降薪幅度，尤其是亏损火电厂领导的降薪幅度要远高于普通一线员工。而五大发电巨头之首华能集团也表示降薪。
6月25日，华能国际的证券事务代表贾文心向《证券日报》记者表示，目前公司还未有任何降薪的安排。
即使没有降薪一说，从27家火电企业的财报也可见分晓。营业收入方面，2007年除华能国际、
华电国际等少数公司依靠外延式扩张，新增机组投产，增长幅度超过2006年外，大部分火电公司增幅均小于2006年；从净利润看，2007年除
豫能控股、
广州控股、
通宝能源等少数公司增长幅度超过2006年外，大部分火电公司增幅均小于2006年，不少公司净利润出现负增长，进入2008年1季度，除
川投能源、
宝新能源受益于取得投资收益，实现净利润大幅增长外，火电公司净利润较同期出现全面负增长，成本压力显现。
而煤炭行业正处于行业的景气高点，1-2月份 数据显示，煤炭行业的上市公司的主营业务收入及利润增长呈现快速增长，分别增长40.8%、66.8%，净利润保持40%以上的增速。而一季度煤炭行业两大龙头
中国神华、
中煤能源的销售收入、净利润同比分别增长26.0%、33.5%；29.9%、45.8%。
煤炭、电力行业的市场表现
下游电网“有苦难言”
如果说煤价的急速上涨让发电端的火电企业叫苦连天是显而易见的，那么，下游端的电网企业则更显得有些“有苦说不出来”。
6月25日，国家电网一内部人士向记者“诉苦”道：“由于雪灾和“5?12”特大地震灾害，国家电网公司前5个月仅完成利润29亿，国家承诺的脱硫价格一直都是由电网公司负担的。因此，眼下电网企业的日子并不好过。但是，电网企业和发电企业各有难处是不争的事实。”
我们可以看到，由于近年来发电企业对国家环保政策的积极响应，发电企业脱硫机组的大规模投产，脱硫后火电机组的上网电价每千瓦时上调0.015元，但销售终端电价始终未作调整，因此，随着新增投资的不断提高，电网的资产负债率也呈上升趋势，在加息的大背景下，财务费用大幅度攀升。
国家电网最新的数据显示，初步统计，由于电网今年在雪灾和地震中受损严重，今年初的冰雪灾害给国家电网带来了直接经济损失达104.5亿元，其中雪灾受灾严重最严重的是贵州省、广西区、湖南省。
而地震给国家电网带来的直接经济损失超过120亿元，其中四川公司超过106亿元。这样，两场自然灾害已经给国家电网带来经济损失总计达224.6亿元。
国家电网新闻发言人卢健表示，今年电网经营形势严峻，受到今年两场自然灾害的影响，前五个月国家电网实现的利润仅为29.0亿元，同比去年大幅下滑80.2%；实现利税329.6亿元，同比下降18%。
启动第三次煤电联动？
2008年6月19日，国家发改委宣布，自2008年7月1日起，将全国销售电价平均每千瓦时提高2.5分钱，同时，对城乡居民用电和农业、化肥生产用电价格不做调整，四川、陕西、甘肃三省受地震影响严重的县（市）用电价格不作调整。
此外，自即日起至2008年12月31日，对全国发电用煤实施临时价格干预措施。在临时价格干预期间，全国煤炭生产企业供发电用煤的出矿价，不得超过2008年6月19日实际结算价格。
那么，2.5分钱是否能有效调整煤电双方的心理平衡呢？在发电端又有多少博弈？
券商人士看来，限制煤价、上调工业用电的行为即是为第三次煤电联动打响第一炮，甚至有分析师认为，本次电价的上涨就是第三次煤电联动。
6月25日，一知名券商分析师如此解析：“此次电价的上调既是给发电企业上调，也是给电网上调，涉及到与煤关联的发电端了。所以可以看作是煤电联动。”
而长城证券的研究报告认为，此次调整是“组合拳政策”预期之中的，限制煤价、提高终端销售电价是过渡的一个环节。
电价改革组合拳示意图
2008年7月2日，发改委发布提高上网电价的通知，以缓解煤价上涨的影响。国家电网管辖的五大地区，西北、东北、华北、华东、华中电网纷纷上调了发电企业的上网电价。
在此基础上再同时适当提高部分电价偏低、亏损严重电厂的上网电价，虽然上网电价有所上调，但根据中国电力企业联合会统计信息部主任薛静的分析：就算2.5分全部补贴给发电企业，换算下来大概是每吨电煤补贴60元左右，但自去年以来煤价上涨达到100元。
国泰君安电力行业分析师王威表示，根据煤电联动规则，上网电价上调10%以上才能基本弥补2008年以来煤炭上涨压力，本体上调的幅度大概为5%。
一位发电企业人士满腹怨言：“电网公司的销售电价比发电公司的上网电价涨幅要高出7到8厘左右，我们发电企业是在面临严重亏损，而电网却仍可以继续增加利润。”而多家发电企业称这只是杯水车薪。
2008年6月25日，电监会新闻处工作人员向《证券日报》解释：“这次电价上调并不是第三次煤电联动。发改委在出台上述政策答记者问时，并没有提到第三次煤电联动，也没有公布联动的比例。”
那么，究竟什么是煤电联动？
煤电联动政策始于2004年年底。发改委规定，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％，则其所增加的成本，百分之三十由电厂自行解决，百分之七十由国家通过调整电价解决，以弥补发电厂和成本的增加。
第一次煤电联动在2005年的5月，当时电价上调了0.0252元。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。
第二次煤电价格联动在2006年5月1日开始实施。其方案是将每度电价提高2.52分钱。
根据东方证券电力分析师张仲华的介绍，上述两次联动都是依据联动的公式计算的，而此次调整比较突然，也不能确切的说是第三次联动，但火电企业的经营几乎都是举步维艰了，肯定要给予一定的补偿。终端电价调整的方案现在已经出台，但其实，成本核算并没有全部完成。国家肯定是要再次调整电价的，但只能一步一步的走。下游的承受能力也是要考虑的。
一位业内资深人士表示：“种种迹象表示，此次电价上调并不是按照煤电联动的规则进行测算的，反而是从CPI反推过来的。”
如果此次终端电价的上调不是煤电联动，那么，千呼万唤的第三次联动何时能启动呢？让我们拭目以待。
发改委就调整电价答记者问
问：最近国家发展改革委出台了电价调整方案，请问这次电价调整的背景是什么？
答：近两年电力企业成本增支因素较多。一是电煤价格持续大幅攀升。据中电联和煤炭运销协会统计，2007年全国发电用煤平均每吨提高25元；今年以来，又连续两轮上涨近60元，两年累计每吨上涨80多元。电煤价格的大幅上涨，导致发电企业普遍出现亏损。今年1-5月份，华能、大唐、国电、华电、中电投等中央五大发电集团公司中除华能集团略有盈利外，其余四个集团公司都出现了严重亏损，发电企业亏损面达到80%以上，部分发电企业出现资金周转困难、难以维持简单再生产的局面。二是电厂脱硫成本增加。火力发电企业排放的二氧化硫占排放总量的一半以上。为调动发电企业安装脱硫设施的积极性，国家出台了脱硫加价政策，规定脱硫电厂上网电价每千瓦时提高1.5分钱。2007、2008年共有2亿多千瓦燃煤机组加装烟气脱硫设施。去年全社会二氧化硫排放量减少4.66%，其中发电企业脱硫的贡献率占70%。三是“十一五”期间为提高电网输配送能力，电网企业每年增加投资3000亿元左右，增加了还本付息额的负担。另外，为鼓励风力发电、生物质能发电等可再生能源的发展，可再生能源电价附加需要适当提高。提高电力价格适当补偿电力企业成本增支，有利于缓解电力企业经营困难，保障电力供应，促进能源资源节约。
问：这次电价调整的基本思路和主要内容是什么？
答：这次疏导电价矛盾的基本思路：一是从严掌握，部分补偿电力企业成本增支；二是优化政策，促进电厂脱硫和可再生能源发展；三是区别对待，主要提高工商企(事)业用电电价；四是完善结构，推进城乡用电同价和工商企业用电同价。这次电价调整，全国销售电价平均每千瓦时提高2.5分钱，平均涨幅4.7%。其中对居民生活用电和农业生产、化肥生产用电价格未作调整。特别需要指出的是，为支持地震灾区开展生产自救，对四川、陕西、甘肃省受灾严重的县(市)电价不作调整。同时，还对电网销售电价结构进行了调整，主要包括：一是全面推行城乡用电同价。目前尚有个别地区未实现城乡居民用电同价，少数地区未实现城乡各类用电同价。这次调价要求各地尽快全面实现城乡用电同价；二是推进工商业用电同价。根据国务院关于鼓励第三产业发展的意见，适当降低商业电价水平，逐步将现行非普工业、非居民照明、商业电价归并为工商业电价，并在此基础上执行峰谷电价等需求侧电价管理制度；三是适当调整电价结构。进一步拉大各电压等级差价，并对实行两部制电价的用户，适当提高基本电价在电价总水平中的比重。
问：这次电价调整，对物价总水平有何影响？
答：总体看，这次电价调整对物价总水平的影响不大。电价调整对居民消费价格指数的影响分为直接影响和间接影响。其中，居民电价调整直接影响居民消费价格指数；其他用户的电价调整不直接影响居民消费价格指数，但会通过其终端产品价格或服务价格变化，间接影响居民消费价格指数。这次居民生活用电价格没有调整，不会对居民消费价格指数产生直接影响。粮食价格变化对物价总水平影响至关重要。农业和化肥生产电价不调整，有利于稳定粮价，进而稳定农业生产，减缓物价总水平上涨的压力。工商企业用电价格调整后，对物价总水平影响有限。因为，一方面，大部分加工企业用电成本占总成本比重不大，电价调整影响成本增支很小，可以通过加强管理等措施承受消化；另一方面，一些高耗电特别是“两高一资”(高能耗、高污染、资源性)企业如电解铝、铁合金等，尽管电价调整会对企业产生一定影响，但由于这些行业多属于产能过剩行业，市场竞争激烈，电费成本增支通过提价转嫁出去受到制约。(资料来源于新华网)
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“市场煤”、“计划电”由来已久。电价由国家统一制定，属指令性价格，而煤价则通用指导性价格。
即使双方的游戏规则不同，但在其下游电企经营困难的危机时刻，煤企也难逃国家政策的干预。
2008年6月19日，发改委在宣布上调终端电价2.5分的同时，宣布自即日起至2008年12月31日，对全国发电用煤实施临时价格干预措施。在临时价格干预期间，全国煤炭生产企业供发电用煤的出矿价，不得超过2008年6月19日实际结算价格。
对于价格干预的具体措施，发改委表示，要求全国煤炭生产企业供发电用煤，包括重点合同电煤和非重点合同电煤，其出矿价(车板价)均以2008年6月19日实际结算价格为最高限价；当日没有交易的，以此前最近一次实际结算价格作为最高限价。
同时，发改委还要求煤炭生产企业保障电煤供应。煤炭供需双方已签订合同的，要严格按照合同约定的数量、质量和价格履行电煤合同；禁止将重点合同煤转为市场煤销售；煤炭运输等流通企业要执行规定的收费标准，不得擅自提价或价外加价。
尽管国家出台政策限制煤价，但业内人士无一不预计2008年下半年煤价依然维持高位，甚至有券商认为煤炭价格不会在限价措施下发生下降。
有媒体甚至认为，发电上下游的“积怨”还会越来越深。而追溯煤电的纠结之情，国家对电煤的改革，真可谓历史悠长。
1988年之前，中国能源管理质权主要分部于石油部、煤炭部、核工业部、电力部等四个部委。1988年，政府机构改革，煤炭部、石油部、核工业部改为公司制，其政府职能加上原电力部共同组成能源部。1993年，能源部被撤消，煤炭部和电力部重新回复，石油天然气总公司与核工业总公司没有再回到国务院部委序列。
1998年，电力部和煤炭部被撤消，开始从政府职能转向企业。当时的电力部变更为国家电力公司。煤炭部的管理职能归国家煤炭工业局，其直属和直接管理的94户重点煤矿下放地方管理。
而电力体制改革真正的启动元年是在2001年。其电力体制改革的核心，就是打破多年集发电、配电职能于一身的国家电力公司及下属各省公司的超级垄断地位。
改革的第一步，就是实行“（发电）厂（电）网分开”政策。原电力系统仍然能够以垄断地位掌握电网资源，旗下电力资源则采用“0+4”的模式，形成国家的五大电力集团公司，亦即华能集团、大唐集团、华电集团、国电集团、中电投集团。
由此，在电力价值链上的发电端引入竞争实现竞价上网，其下游的电网按覆盖的省市，划分为国家电网公司和南方电网公司，负责输配电和供电。
厂网分开后，国内则摆脱了5年（1998年-2002年）的缺电历史，重新回到电力紧张、电价持续上涨的状态。
而国家从2004年开始逐渐放开煤炭市场价格，到2007年已基本完全实现煤炭价格的市场化。而电价依然实行国家管制。
5年来，为缓解电力紧张，用行政替代市场的手段越来越多。整个电力体制依然在旧的行政渠道内运行。
而从近几年来全国的供煤形势看，电煤还是“皇帝的女儿不愁嫁”。所以，尽管山西各级管理部门要求煤炭企业优先供应电煤，但煤价由市场供求关系决定。煤电双方的利益，很难通过行政命令加以调节。或者说，政府对电煤供应的指令性政策收效并不显著。（王晓宇）
煤电管制的历史与现状
02－08年我国发电装机容量构成与发电构成
年度 火电 水电发电装机 核电
发电装机（万千瓦） 发电量（万千瓦） 发电装机（万千瓦） 发电量（亿千瓦时） 发电装机（万千瓦） 发电量（亿千瓦时）
2002 26555 13420 8607 2710 447 250
2003 28977 15790 9490 2813 619 439
2004 32948 18104 10524 3310 684 505
2005 39138 20180 11739 3952 685 523
2006 48406 23573 12857 4167 685 543
2007 55442 26980 14526 4867 885 626
（来源：证券日报)
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