煤电联动政策存在6个月联动周期，从5月1日开始各地出台的电价调整方案在今年上半年补偿成本上升的作用有限。但就2005年全年而言，煤电联动将提高电力企业的毛利率，电力行业的利润同比增长10％。

    供给仍然紧张增速有所放缓

　　今年上半年，全国电力生产继续快速增长，但增速有所放缓。1－4月份，全国发电量7299.53亿千瓦时，同比增长12.6％。其中，水电发电量807.76亿千瓦时，同比增长19.2％；火电发电量6279.02亿千瓦时，同比增长11.7％；核电发电量170.31亿千瓦时，同比增长15.0％。

    全国发电设备利用小时数继续保持较高水平。一季度全国发电设备累计利用小时数为1309小时，同比增长15小时。其中火电设备平均利用小时数为1499小时，与去年同期持平；水电设备平均利用小时数为583小时，同比增长54小时。辽宁、浙江、福建、江西、湖南、重庆、云南和宁夏等省份水电设备平均利用小时数同比增长超过150小时。

　　一季度，全国先后有25个省级电网出现拉闸限电，与去年同期相比新增辽宁和蒙东电网，减少山东电网。拉限电范围虽比去年增加，电力供需形势仍然较为紧张，但程度有所减轻。

　　一季报显示，52家电力上市公司中48家都实现了收入增长，主营业务收入平均增长36.45％，有9家实现主营业务收入增长50％以上，这反映在行业景气指数呈现不断攀升的态势。

　　联动时间差造成价格上涨不同步

　　截至到目前，已有惠天热电、华银电力、豫能控股等电力上市公司预告了半年报亏损。造成电力企业增收不增利，业绩大面积滑坡是机制造成的。在电价改革没有成功的前提下，过早放开了煤价，即“计划电”遭遇了“市场煤”。电力企业无法像钢铁企业一样完全通过涨价向下游转嫁成本压力。在电力供不应求的情况下却出现了多发电多亏损的怪现象。在煤价持续走高的情况下，电力企业成本压力不断增大。今年上半年业绩大幅滑坡的直接原因是煤电联动政策事实上存在的6个月联动周期，5月份各地纷纷出台的电价调整方案在今年上半年补偿成本上升的作用有限。因此，上半年经营业绩将继续低迷。

　　电力公司毛利率稳步回升

　　我们预计在5月份正式实施上网电价将与燃料价格实行联动的政策后，电力行业有望藉此摆脱困境，走出业绩复苏的拐点。5月1日电价的上调对今年五、六月份和下半年电力行业销售收入和利润的影响很大。我们预测二季度发电量增幅进一步放缓到11.8％，考虑本次电价上调，电力行业销售收入同比增幅有望达到20％。发电量增长仍然发挥主要贡献。全年发电行业的收入同比增长19％。电价上调将使电力生产企业的利润水平有所恢复，但由于煤电价格联动方案规定电力企业仍要承担30％的煤价上涨，电价上涨还要考虑到物价上涨对宏观经济的影响，幅度不会太大，因此电力生产企业的利润率水平还会低于2004年，利润增长将不如销售收入。预计二季度电力生产企业的利润，同比增长7％。

　　2005年全年电力行业的利润同比将增长10％。根据销售收入和利润的预测，二季度电力企业的利润率是8.6％，较一季度有所恢复，但低于去年同期。2005年全年电力生产行业的利润率为8.9％，比去年低0.7个百分点。

　　对于发电行业各子行业，火电企业效益将得益于电价上调，但利润水平仍然受到成本上升的限制，估计全年利润率比2004年低1个百分点。水电行业前景看好，国家目前对水电给予一定扶持措施，煤电联动方案特别提出“燃煤电厂上网电价调整时，水电企业上网电价适当调整，其他发电企业上网电价不变”，二、三季度水电产量将快速上升，收入和利润都会有较快增长。

　　煤价稳中趋降将使电力获益

　　2005年煤炭需求增速将有所减缓，加之订货量的大幅增加，将有助于稳定目前已相当高的煤炭出厂价格，继续上涨的空间不大。据统计，2005年1季度虽然煤炭产需缺口最大，但煤炭出厂价格涨幅仅在1％－2％之间。而由于港口及用煤企业库存增多，华东、华南部分地区的煤炭市场价格甚至开始出现回落，这主要是由于一季度煤炭运输得到保障，下游煤炭市场压力降低。进入二季度，随着煤炭生产和运输的加速，煤炭的出厂价格和市场价格都将进一步稳定。我们预计煤炭价格在年中出现一波上涨，三季度开始煤价稳中有降。考虑到全球经济减速因素，煤炭下游各行业需求的减缓可能在一定程度上使得煤价回落幅度超出此前的预期，对火电企业相对有利。（袁海）