电力改革不会因为资产格局调整而调整，却会因电价改革失败而失败
　　这次真的轮到了电力。
　　7月5日，呼之欲出的三峡电力敲定分配计划。据国家电网公司有关人士介绍，三峡总公司，有关省、直辖市电力公司分别作为三峡电量的售电方、输电方、购电方，正在紧张草拟电量消纳合同，国家发改委也正在办理有关三峡电量分配方案的调整报批手续。如果顺利的话，各售电方、输电方和购电方有望于后续几日正式签订电量购销合同。
　　一场牵涉电力改革的博弈正式拉开序幕。
　　
　　价格困境
　　
　　价格是一件让各方都头痛的事。华东电力公司一位负责人告诉《今日东方》，价格是此次电力改革的关键。而在电力改革这盘大棋局中，电价问题牵动着各方利益。据国家电网公司有关人士透露，目前，有关三峡电力的价格问题也已报国家发改委审批。据介绍，三峡电力平均上网电价为0.25元/千瓦时，加上过网费平均0.07元/千瓦时，三峡电力平均落地电价是0.32元/千瓦时。
　　然而，0.32元/千瓦时的上网电价是否有市场竞争力，也是多数专家争论的焦点。在目前情况下，三峡电量并不是靠竞争来销售的，而是靠计划分配的。专家同时指出，随着上世纪90年代初建设的众多电厂进入还本付息尾声，电力改革中内部核算电厂重新核准上网电价，上网电价在不久的将来有望出现下降趋势。
　　电监会价格财务与监察部一专业人士直言：从当前来看，电价改革方案已明显滞后于电力体制改革。因方案具体细节过于技术和麻烦，所以才迟迟未能出台，但这一方案正在不断完善。国泰君安证券研究员姚伟表示，不同主体的发电商、供电商电价形成机制不统一，区域电力市场建立尚需时日，发电和输配电利益重新分配问题也尚未提上日程。姚伟分析说，我国目前主要有上网电价和销售电价两类。现行的上网电价的定价方式是以单个电厂（或单台机组）的成本加上合理的利润、税金倒算出不同电厂（或机组）的电价，所以形成现在的一厂一价、一机一价。因此，姚伟的结论是：电价改革是一系列的，具体电价改革方案的推出还尚早。
　　在经济行为中，价格是各种信息的归纳和谈判的结果，如果价格本身就存在问题，那么最坏的结果是博弈各方将陷入经济学家所描述的“囚徒困境”而不能自拔。
　　
　　煤电较量
　　
　　在垄断竞争中，一群“电老虎”忽然遇上了一帮“煤老大”。
　　2003年4月13日，国家发展改革委员会向山西省计委和五大发电集团发出128号通知文件，要求电煤供需双方企业务必于今年6月底以前，按照国家贫瘦煤、无烟煤价格每吨提高8元，大同优混煤每吨价格提高2元的协调意见，据此签订电煤订货合同，落实运输计划。6月底以后未签订订货合同的企业，后果自负。
　　强硬措施基本勾勒出了电力与煤炭行业因价格分歧而产生的尖锐矛盾。但事情并不这样简单。在随后的一个月中，国家发改委与电监会又联合召开电视电话会议，再三重申确保电力供应。然而，拉闸限电的情况在一些地方仍时有发生。据统计，2003年全国16个省市将出现电力短缺。
　　2002年，整个电力行业实现销售收入8826.92亿元，同比增长14.92%；利润总额达到509.03亿元。电力职工的收入是煤炭职工的3倍～5倍。
　　谁应该对缺电负责？谁又能为缺电负责呢？
　　“前几年煤多，等着煤矿来，挑好煤，甚至以后付款都行；现在是电厂要找煤，感觉煤炭在卡你，问题最严重的是甘肃。”专门负责采购电煤的一位营销负责人告诉《今日东方》。
　　而去年12月底在长沙举行的电煤订货会上，电煤两家因价格分歧已势同水火。订货会出现了40年来没有的情况：电力今年安排的统配煤及国家计划安排的购煤合同在2.6亿吨左右，而直至1月13日会议闭幕，也只签订了近40%，即9200万吨。
　　令电力公司老总们揪心的是，在订货会之前，各大煤炭生产企业已经在酝酿提价，为此，原国家电力公司党组专门开会研究，最后得出的结论是短缺的品种可以适度调一点，其他的品种不涨。五大发电公司的总经理还联名向有关部门领导写信，提出煤炭不能涨价，理由是面临“分家”和改革，为了降低改革成本，要给企业营造一个比较宽松的环境。
　　业内观察家认为，由于双方都是国有企业占主导地位的行业，因此已经演变成两个行业的较量。
　　对于煤炭的提价，电厂坚持电价不调，煤价就不能调，主要理由是电厂无力承受由此升高的成本，形成发电就亏损的局面。据中能电力工业燃料公司总经理解居臣介绍，发电厂燃料的费用占发电成本的60%～70%。地方电厂的人认为，以目前平均采购价135元/吨来发电，还不亏损，但是如果再涨5元，就很难说了。而且电厂与电厂的成本相差很大，现在的新电厂，基本上都是贷款兴建，财务费用很高，其利润受煤价的影响很大。
　　在专家们看来，解决目前电煤顶牛的根本之道是实行电煤联动。国务院发展研究中心产业部研究员冯飞认为，目前的煤、电是一个畸形的价格体系，一方面是已经市场化的煤价，随时处在变动中，另一个终端却是由政府严格监管的电价，轻易动不得。只有当电价也能随着市场的变化而变化，电煤价格才有可能形成一个良性循环的机制。
　　 “让市场做主，可在目前环境下，究竟谁能做主呢？” 一位专家感慨万千。
　　
　　
　　相关报告
　　
　　
　　雄起的电力股
　　
　　国务院(2002)5号文件一直被业内认为勾画了整个电力改革的蓝图，其中关于电价问题的规定是竞价上网后将实行两部制的电价管理办法。12家电改单位为国家电力监管委员会、国家和南方两大电网公司、五大发电集团和四大辅业集团。其中，五大发电集团为华能集团、华电集团、龙源集团、电力投资集团和大唐集团；四大辅业集团为水电规划设计院和电力规划设计院两个设计单位，以及葛洲坝集团和水利水电建设总公司两个施工单位。
　　该改革方案刺激了电力板块上市公司业绩的增长，并进一步加剧了竞争。东北证券一份研究报告显示，电力上市公司2002年主营业务收入平均增长16.7%，利润总额平均增长10.16%。与整个行业相比，电力上市公司收入增长速度高出行业平均水平近4个百分点，利润增长速度和行业平均水平基本保持同步。电力上市公司涌现出一批稳定增长的蓝筹股，平均每股收益达0.26元，平均净资产收益率为8.434%，44家上市公司中有23家每股收益超过市场平均水平。
　　 根据不完全统计，深沪两市共有30家电力上市公司，其中深市15家，沪市15家；就发电动力而言，23家火电（或以火电为主），6家水电，1家油电。就规模而言，最大的是国电电力，其装机容量为263.15万千瓦；最小的是明星电力，装机容量为4.8万千瓦。属于西部地区的上市公司有四川的岷江水电、乐山电力，明星电力、乌江电力、三峡水利、重庆的九龙电力、广西的桂冠电力和内蒙古的内蒙华电。属于东部的上市公司有广东的8家公司，东北地区的4家公司，上海的申能股份。以下对上述公司分别进行分析：
　　
　　（一）西部公司
　　
　　1、四川的5家公司：四川地区电力供给远远超出需求。“二滩”水电站的建成以及正在建设的三峡工程将继续加重这种不平衡的态势。今年中期，5家公司效益普遍下滑，加权平均每股收益为0.074元，平均净资产收益率为2.45%，均低于电力板块的平均水平。“西电东送”正式开始后，对这5家公司的促进作用并不明显。
　　 2、九龙电力、桂冠电力以及内蒙华电：九龙电力的主业将向脱硫装置生产等环保行业转型，“西电东送”不会对其有太大影响。对内蒙华电的影响还不明朗。
　　
　　（二）东部公司
　　
　　1、广东的8家公司：广东地区自今年宏观经济形式好转以来，电力需求增长迅速，加上小火电、油电的关闭，使一些大型电力公司的发电量猛增，粤电力、广州控股等公司的效益有所提高。2000中报显示，广东8家电力上市公司加权平均每股收益0.22元，平均净资产收益率为5.59%，两指标均高于电力板块的平均水平。但是这8家公司中，两极分化严重，粤电力中报每股收益为0.37元，而粤华电则为-0.057元。
　　2、东北地区的4家公司：由于东北地区不属于“西电东送”的送电范围，因此对4家公司的影响总体上不大。值得注意的是国电电力，由于其特殊的股东背景，国电电力将通过配股收购四川大渡河流域的龚嘴水电总厂的部分净资产，并将其改制为大渡河流域开发有限公司，在西电东送中将发挥一定的作用。另外公司出资2178万元与南瑞集团、南京京瑞科电气有限公司等组建了国电南瑞科技有限公司。
　　3、申能股份：公司拥有的装机容量达到223万千瓦，年发电量在120亿千瓦以上，并且投资于高科技及金融行业，今年中期每股收益为0.6元，是沪市典型的蓝筹公司。另外，公司准备与上海市政资产经营发展有限公司共同投资组建上海天然气管网有限公司，注册资本金15亿元，该公司将主要负责统一建设和经营上海城区天然气输气管网，对上海地区天然气大用户和各配气公司销售天然气等。目前，公司相关工程的前期工作已开始进行，预计输气管网一期工程 2003年建成。建成后将直接用于“西气东送”工程中。