我国电价的历史、现状和未来主要内容王弘
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w anghong@https://www.doczj.com/doc/2a969220.html,
z油、气、水、电、煤、土地等资源定价市场化改革从去年年底开始提速。电价随着行业的发展走过了漫长的演进道路。从厂网不分，不计回报的指令性电价，发展到现在形成庞大复杂的电价体系。目前处于从原来计划体制下政府管理向市场化竞价上网改革的过渡阶段。在三个环节的电价体系中，新机组上网电价由国家按照经营期限根据某一地区的电力企业的社会平均成本加合理利润率和税收规定地区统一的标杆电价，老机组原有电价逐步统一。上网电价与燃料价格实行煤电联动。销售用户分类和电价目录更加复杂。输配电价没有明确的制定机制，主要表现为平均销售电价和上网电价的差价及网损。
z根据核定电价的原则，估算的现有上网电价的平均水平和电价结构是：煤电不含税（不含脱硫）的电价构成：上网标杆电价大约在 0.20－0.36 元/千瓦时之间。电价中燃料费大约占 45%－55%，折旧费占15%－20%，财务费用占 7%－10%左右，大修理费占7%－8%左右。水、气、油、风、核电等电价及结构见文。
z传统电价机制的弊端：反算电价和事后定价没有市场竞争，鼓励高成本；政府核定电价造成各环节脱节，销售电价无法反映和调整电力供求关系；没有促进资源优化配置，技术进步；输配电价尚未明确。
z电价市场化改革原则：保障发电企业合理回报；为全社会提供经济的稳定的电能；全国范围内优化资源配置，提高能源使用效益，发展环保、可再生能源和新能源；促进技术进步和管理水平提高，降低成本。
z电价市场化改革目标：将电价划分为上网电价、输电价格、配电电价和终端销售电价；发电、售电价格由市场竞争形成；输配电价格由政府通过核定成本、加上合理利润及税收制定。竞价上网包括实行两部制电价后电量电价的全面竞争和逐步提高竞价上网电量比重的竞争。销售电价普遍推行两部制电价；建立峰谷电价、季节性电价和丰枯电价，实行销售电价与上网电价的联动，试点直供电。
z改革的进程：05 年 4 月，东北区域电力市场竞价上网模拟运行，预计06 年正式运营。05 年 7 月、
11 月，华东、南方电力市场开始模拟运行。预计06年底华中、华北电网，07 年西北电网开始模拟运行。z竞价上网改革对电力行业的影响：资源定价和竞价上网改革意味着利益集团的利益再分配，包括各级政府在内的各种主体间的博弈决定改革的进程和最终格局。新的能源战略要求价格要充分反映稀缺资源品的价值，通过价格杠杆调整市场供求。竞价上网是一个长期渐进的过程，最终目标是降低成本，但初期可能表现为简单的降价，发电企业收入和毛利率下降；长期来看，竞价上网并不意味着上网电价一定下跌；上网电价与销售电价联动，为发电企业成本转移提供了通道，缓解燃料成本持续上涨压力；电力市场化的方向应该是有政府管制的有限竞争；电力产品高度同质化，竞争的主要手段是成本和价格。竞争加剧，行业内两极分化，收购兼并将成为必然，电力行业的发展更加健康。
z具有成本优势和价格优势的公司受益于竞价上网，原来结算价格较高的企业有降价压力。水电行业是竞价上网的受益者，但环保移民等成本增加和依赖气候的属性削弱了其竞争能力。竞价上网对不同区域的电力公司影响不同。定性分析表明，火电行业华能国际、国电电力、国投电力全国性企业以及粤电力、深能源、申能股份等地区龙头企业，还有长江电力、桂冠电力等水电公司在未来竞争中处于有利地位。
竞价上网对证券市场电力板块心理预期压力大于实际影响。由于存在多种不确定性因素，电力板块缺乏持续上涨动力，振荡行情可能性较大，投资策略应采取波段操作，高买低卖。在股价处于低谷时，配置我们推荐的投资组合。
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前言
油、气、水、电、煤、土地等资源定价市场化改革从去年年底开始提速。电力行业
的电价改革其实已经走过了很多年。目前厂网已经基本分离，各项电力监管和市场建设
配套政策以及实施的具体办法陆续出台，电力行业供求关系发生逆转，电网建设为网间
电能传输交换提供了支持，电力市场软硬件建设也日臻成熟，诸如此类的各种条件基本
具备，电力体制改革的重头戏——竞价上网逐渐拉开序幕，东北、华东、南方电网陆续
从模拟、试运行到正式运行。电价改革无疑是电力体制改革的重中之重，由于电力与国
民经济和社会生活各个方面休戚相关，牵一发而动全身，改革需要慎之又慎，稳妥推进。
一、电价的历史沿革
1985 年前指令性的销售电价没有投资回报概念。1985 年是我国电价变革具有重要
意义的一年。在这以前，电源和电网全部由中央政府出资建设，电力行业发、输配、售
一体化，国家实行指令性电价，电价没有上网电价的概念，只有针对最终用户的销售电
价，实行照明、普通工业、非工业、大工业用电电价几大类。60 年代以后，我国全国电
价水平基本统一，对某些耗电高的工业和农业生产用电实行了优惠电价。十一届三中全
会以后，销售电价局部进行调整，部分实行了季节电价和峰谷电价。电价制定主要考虑
维持设备折旧和直接运营费用，只维持简单再生产，不包括投资回报。
1985 年后以指导电价、指令电价共存，形成复杂的电价体系。电力供给逐渐紧张，
1985 年国家出台《关于鼓励集资办电和实行多种电价的暂行规定》以及以后的电价随燃
运加价浮动的重要政策，鼓励地方、部门和企业投资建设电厂，投资主体多样化，由原
来的单一制改为多家办电的形式。厂网仍然不分，但出现了一些不属于电网的独立发电
厂，上网电价的概念逐渐形成，代售加价呈现输配电价的轮廓，电价中开始考虑燃料成
本上涨和投资回报。实行“新电新价”，“老电老价”，形成了“一厂一价”，甚至“一
机一价”，主要表现为集资办电电价、利用外资办电电价、小水、小火电电价等九种指
导性电价，与指令性电价并存。
指导性电价形成的主要模式是还本付息电价。电价主要是三段式电价，即投产期、
还贷期（通常为 10）年、还贷后三段电价。发电厂售电电价按成本、税金、合理利润核
定。这种模式实际上一定成度保证电厂利润，鼓励投资发电。
1997 年后采用经营期平均上网电价。随着电力供需缓和，1997 年，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。
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政府核定电价时，仍以成本＋合理利税率为原则，经营期内资本金内部收益率按略
高于同期内银行 5 年期以上贷款利率计算（通常 2－3 个百分点）。近几年电厂可研报
告通常以 8％或者 10％的收益率申请电价。
2002 年后逐渐形成发电、输配、售电的三环节电价。随着厂网分开的逐步推开，五
大发电集团等的建立，独立发电集团与电网之间形成上网电价，电网与最终用户之间形
成销售电价。目前输配电价没有明确的、独立的定价机制，输电价格和配电价格没有分
开。销售电价仍由政府统一对各类用户制定不同的价格标准。不同区域间的上网和销售
电价差别很大。
二、现有的价格体系及组成结构
目前处于从原来计划体制下政府管理向市场化竞价上网改革的过渡阶段。电价结构
组成中，终端售电价格是由发电、输电、配电、销售四个环节的价格相加组成，各个环
节均由政府制定，在电价结构当中绝大部分是由发电环节构成。
1、 上网电价
上网电价主要有经营期平均上网电价、老电厂电价、三段式还本付息电价、外商投
资及中外合资电厂固定回报率电价或承诺电价、小水电、小火电电价、可再生能源电价。
一些地区实行了峰谷电价，部分水电站实行了丰枯电价。个别抽水蓄能电站还实行了两
部制电价。去年六月，发改委调整电价时取消了绝大部分的计划电量和计划内电价（包
括水电），全部电量采用同一核准价格，并公布了各个地区火电上网的标杆电价。
目前上网电价的制定原则：竞价上网前，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。除政府招标确定上网电价和新能源的发电企业外，同一地区新建
设的发电机组上网电价实行同一的标杆电价；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。同时，上网电价随燃煤价
格波动实行煤电联动。当燃料价格涨落幅度较大时（涨幅超过 5％），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（半年调整一次，电价承担 70％，电力企
业自身消化 30％）。另外公布了脱硫电价为 0.015 元/千瓦时（含税）。水电也有类似
标杆电价，地方小水电的价格由当地政府制定。根据核定电价的成本估算：
煤电不含税（不含脱硫）的电价构成：上网标杆电价大约在 0.20－0.36 元/千瓦时
之间。电价中燃料费大约占 45%－55%，折旧费占 15%－20%，财务费用占 7%－10%左右，
大修理费占 7%－8%左右。这四项共占电价的 70%－90%。
气电不含税的电价构成：常规气电上网电价在 0.38 元－0.47 元/千瓦时之间。气电
电价中燃料费大约占 60%－70%，折旧费占 10%－15%，财务费用占 5%－10%，大修理费占
行业研究
敬请阅读末页的重要说明 电价中燃料费大约占 60%－70%，折旧费占 10%－15%，财务费用占 5%－10%，大修理费占
4%－6%。这四项共占电价的 80%－90%。
燃油调峰电厂不含税电价广东大约在 0.58－0.62 元/千瓦时，但燃油去年涨幅超过
了 50%，地方政府多有补贴或者临时电价上调。
常规水电不含税电价构成：电价大约在 0.12－0.25 元/千瓦时（地方电网的小水电
高低差别很大）。新建电站的电价较高。折旧费大约占 30%－40%，财务费用占 20%左右，
其他费用占 12%－15%，三项共占电价的 60%－75%。
抽水蓄能不含税上网电价大约在 0.7－0.95 元/千瓦时，折旧占 60%。 核电不含税
上网电价大约在 0.35－0.42 元/千瓦时之间。核电电价中折旧费大约占
22%－25%，财务费用占 19%－22%左右，燃料费占 10%－15%左右。这三项共占电价的 55
－60%。
风电不含税上网电价 0.5－0.68 元/千瓦时之间。电价中大约 30%－40%左右为折旧，
10%为运行成本，财务费用 18%－22%。
2、输配电价
目前输配电价没有明确的、独立的定价机制，输电价格和配电价格没有分开（小部
分长距离输电规定了输电价格）。输配电价主要通过政府制定的销售电价与上网电价之
间的差反映出来。以此计算的全国输配电价的平均水平大约在 0.1 元/千瓦时左右。
长距离输电电价的价格制定与建设成本和输送距离有关，如 2002 年原国家计委疏
导电价中规定天广交、直流输电至广东为 6.5 分/度；天广交流输电至广西为 4.2 分/度；
云南送天生桥 1.7 分/度；贵州电网送天生桥 1.7 分/度；2004、2005 年调整上网电价、
销售电价意味输配电价也有所调整，云贵送广东输电价格每千瓦时调高 1 分钱。
3、销售电价
销售电价目录体系非常复杂。不同区域、行业、电压等级的电价差别很大。电价通
常以省为基础，制定复杂的电价目录体系。电价目录的用户分类：居民生活用电、非居
民照明用电、商业用电、非工业和普通工业用电、大工业用电、农业生产用电、贫困县
农业排灌用电等。不同电压等级电价不同，电压等级越高，电价越低。
农业和居民用电受政策保护。在非工业及普通工业用电中，对中、小化肥生产商实
施电价优惠，或者调高电价时对居民和农业生产、中小不做调整。目的是降低化肥的生
产成本从而降低化肥的销售价格，降低农业生产成本。居民用电近年部分地区省市经过
听证手续后上调。
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能源政策转化，对高耗能行业的电价从优惠转向涨价。前些年国家对高耗能大工业
用电实行电价优惠，近几年供求紧张，国家能源政策发生变化，对电石、电解烧碱、合
成氨、电炉黄磷等的电价优惠全部取消，不仅如此，还对电解铝、铁合金、电石、烧碱、
水泥和钢铁等六个高耗能产业实行差别定价。
销售电价与上网电价大致正向联动。上网电价高的地区销售电价高，上网电价低的
地区销售电价低。各地电价水平不一，高低差别很大。广东、江浙地区的上网电价和销
售电价较高。
需求侧管理日渐加强，部分省市实行销售侧分时电价、峰谷电价、避峰电价等
2003 年 5 月，国家发改委发出通知，决定全面推行峰谷分时电价、丰枯电价、避峰
电价等一系列电价制度，以解决峰谷差越来越大的矛盾，通过电价政策经济手段引导发
电企业充分利用发电能力，引导用户合理用电，削峰填谷，减少系统备用，节约资源。
北京、天津、河北、广东、上海、江苏等越来越多的省市地区已经在趸售电价和零售电
价中实行了峰谷电价，峰谷电价涉及所有的电价目录。峰谷差价通常在 2.5－4.5：1。
对自来水、煤气、公交（含地铁）、电气化铁路等行业的用电皆不实行峰谷电价。
三、传统电价机制的弊端日益突出
1、 历史上的反算电价和事后定价鼓励高成本。反算电价是在每个项目的投资和运
营成本上保证一定的回报率。这种事后成本定价法实质上鼓励了盲目投资、高
运营成本和虚增成本的做法。对控制造价、机组优选、降低煤耗没有促进作用。
发电企业缺乏竞争，成本居高不下。上网电价和销售电价体系过于复杂。
2、 政府核定电价造成各环节脱节。目前阶段现行的机制是政府根据社会平均成本
核定某一区域内的上网标杆电价，该地区新投产项目统一上网电价。输配电价
尚未明确，销售电价由政府硬性制定。销售电价与上网电价之间没有联动。终
端电价无法准确及时反映和调整电力供求关系，也无法反应上游能源供求市场
关系，这是煤电矛盾冲突剧烈的机制性原因。
3、 电价机制没有促进资源优化配置，环保和再生能源缺乏保证。销售端电价缺乏
有效的差别电价，峰谷电价等经济手段引导合理用电，错峰避峰，节约能源；
电源侧上网电价没有峰谷电价措施鼓励引导电源在年负荷用电高峰季节多发
电。没有保障性电价措施，鼓励再生能源发电，减少弃水，促使能源合理流动、
节约不可再生能源等。区域网间电能流动不顺，“西电东送”更需要市场机制
代替政府协调。
4、 输配电价亟待明确。目前的输配电价核定没有明确原则，没有独立定价，而是
行业研究
敬请阅读末页的重要说明 通过每年对上网电价、销售电价的疏导，调整部分价格空间，用于建设项目的
补偿。输配电价主要是反映在销售电价和上网电价的差价上（平均大约 0.1 元/
千瓦时）。近几年来，随着主干输电网和城乡供电配网建设规模迅猛增长，电
网公司还本付息压力大，资金缺口大，影响电网建设的稳定发展。
四、 电价的市场化改革目标及进程
电价市场化改革的原则：1、保障合理回报下的持续投资（但国家对于电力行业的
投资回报有所限制，电力行业的投资不能成为暴利）；为全社会提供经济的可以接受的
稳定的电能，协调上下游相关行业的利益水平，保证电力与国民经济协调发展。2、在
全国范围内优化资源配置，优化调整电源结构，提高能源总体使用效益，注重环保，引
导鼓励开发可再生能源和新能源。3、促进技术进步和管理水平提高，降低成本。
市场经济下电价管理的长期目标是：将电价划分为上网电价、输电价格、配电电价
和终端销售电价；发电、售电价格由市场竞争形成；输电、配电价格由政府制定。建立
规范、透明的电价管理制度。分段管理，两端竞争，中间透明。改革初期实现上网电价
竞争，未来实现多个售电经营商竞争。
改革近期目标：1、对于上网电价，在厂网分开的基础上，建立与发电环节适度竞
争相适应的上网电价机制，发电环节的适度竞争包括实行两部制电价后电量电价的全面
竞争和逐步提高竞价上网电量比重的竞争。2、建立适当的输配电价机制。3、对于销售
电价，要改革销售电价体系，除居民用户外普遍推行两部制电价；对居民用户实行累进
制电价；建立峰谷电价、季节性电价和丰枯电价机制，初步实行销售电价与上网电价的
联动，保证竞价上网带来的利益传给消费者；同时在销售端及时反映上游燃料成本的变
化，以使发电企业由于燃料价格上涨增加的成本及时转移到最终用户。4、具备条件的
地区，在合理制定输配电价的基础上，开展较高电压等级或较大用电量的用户直接向发
电企业购电。
改革的进程：05 年 3 月，国家发改委下发了《上网电价管理暂行办法》、《输配电
价管理暂行办法》及《销售电价管理暂行办法》。05 年 4 月，东北区域电力市场正式
建立月度市场，竞价上网模拟运行。05 年 7 月，华东区域电力市场开始模拟运行。05 年
11 月，南方电力市场开始模拟运行。我们预计 06 年底华中电网、华北电网，07 年西北
电网开始模拟运行。预计 06 年东北电力市场正式运营。
1、上网电价改革——竞价上网
竞价上网指发电企业通过市场竞争以较低的上网电价获得发电量，主要有两种模
式：东北市场实行两步制电价，全电量竞价；华东市场和南方市场实行单一电量电价，
部分电量（比如 15％）参与竞价。
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两部制电价：电价由容量电价和电量电价组成。其中容量电价为投资者提供部分收
入保障，保证电源的还本付息，引导电力长期投资和融资，由政府规定或者通过电源市
场招标形成；电量电价补偿平均运行成本、提供税金及合理的投资回报。电量电价完全
由竞争形成，促使电厂降低运行成本，引导低成本电进入市场。
逐步提高竞价上网电量比重。目前华东和南方电网采用部分电量竞价，随着电力和
电量逐渐过剩，竞价上网电量比重可能逐步提高。
区域电力市场试点以年度和月度中长期电能交易为主，一周和日前等现货交易为辅
中长期交易保证电力市场的稳定，避免电价波动幅度过大；现货交易促进竞争。经过一
段时间的实践，在后期可以逐渐加大短期交易合同以及现货交易的比重。现货交易的电
量一般占总电量的 10%到 20%，至多占总电量的 30%。
水电属于国家鼓励和支持清洁能源，由于水电价格普遍远低于火电，水电公司非常
积极参与竞价上网，南方电网中部分西部水电已争取到竞价上网试点。随着各区域市场
的稳定运营，西电东送、三峡电力等都将逐步进入到电力市场。
可再生能源、新能源暂时不参与竞价上网。风电、生物发电、太阳能发电、垃圾电
站、潮汐电站、地热等可再生能源发电暂不参加市场竞争，由电网按照政府制定价格优
先购买，上网电价按还本付息加合理利润确定，并规定高于电网平均电价的部分，采取
分摊方式由全网共同承担。在条件许可的时候，开展可再生能源发电配额制，比如规定
在总售电量中的比例设定为 5%或 10%，超出部分的火电不允许上网。或者可再生能源、
新能源以一定的环保折价系数参与竞价上网，这保证了环保可再生能源的竞争力，客观
上提高了总体上网电价和销售电价水平。
2、 输配电价改革
政府定价：按照合理成本加合理收益（以电网企业有效资产和市场筹资成本为基础，
电网不能获得高额的垄断收益）制定输配电价，实行公开透明管理。
与电力体制改革方案实施相互协调共进。分阶段完善输配电价格机制。未形成输配
电价格前，电网按现有平均销售电价扣除平均购电价，并考虑网损核定输配电价格水平；
05 年底核定各地输配电价，06 年《输配电成本核算办法》实施，上网电价竞价开始后，
根据政府部门核定的电网社会平均资本成本、运营成本、网损指标和合理利润空间，确
定输配电价水平。
3、 销售电价改革
调整用户分类。销售电价可能进行分类简化，调整为三类：城乡居民生活用电、农
业生产用电、工商业及其他用电，每类用户分电压等级和用电负荷特性确定电价形式和
行业研究
敬请阅读末页的重要说明 水平。取消各种用电优惠优待政策，对高耗能行业实行差别定价。
销售端的两部制和一步制电价。已对“工商业及其他用户”普遍推行两部制电价，
通过调整容量电价在销售电价中的比重，准确反映用户对系统固定费用的实际耗费。用
电容量和用电量都比较小的工商业用户和其他用户、农业生产用户以及居民生活用电实
行一部制电价。将目前居民生活用电量分为两个等级，实行累进制电价。
销售电价还将加强用电侧管理。实行季节性电价、峰谷电价、避峰电价、丰枯电价，
引导合理用电，错峰避峰，节约能源。
与上网电价联动。居民生活用电及农业生产用电实行定期校核和调整，居民用电调
整需要经过听证程序。工业及其他销售电价建立与上网电价的联动机制，根据电网综合
平均上网电价及国家制定的平均输配电价，确定销售电价基准，联动按年度调整。
五、竞价上网改革对电力行业和上市公司的影响
资源定价和竞价上网改革意味着利益集团的利益再分配，包括各级政府在内的各种
主体间的博弈决定改革的进程和最终格局。新的能源战略要求价格要充分反映稀缺资源
品的价值，通过价格杠杆调整市场供求。由于市场煤和计划煤并轨初期，到厂电价可能
上涨，成本上升转移到销售端，同时输配电价上涨也可能导致销售电价持续上涨。这有
可能推动 CPI 和 PP I 物价指数上行，对下游产业和公众生活产生影响，甚至产生社会不
稳定因素，因此改革进程的力度和进度受到多方因素的影响。
竞价上网是一个长期渐进的过程，最终目标是降低成本，但初期可能表现为简单的
降价，发电企业毛利率下降。竞价上网促使电力这样一个传统的垄断行业逐步走向市场
竞争，利用市场这只无形的手来调节供求关系，优化资源配置。由于电力体制改革的复
杂性，不可能一蹴而就，需要经过三、五年甚至更长的时间才能逐步完善。供大于求后，
改革初期由于销售电价并不即时跟随上网电价联动，电网通过可通过垄断地位，利用竞
价上网压低上网电价，为自己攫取利润，上网电价表现为下跌，发电行业毛利率下降。
这将使备受燃煤涨价之困的发电企业雪上加霜，因此电网输配电价应该与竞价上网同步
改革。
长期来看竞价上网并不意味着上网电价一定下跌。竞价上网通常在电力供大于求的
情况下，由于发电企业只要上网电价超过变动成本，即使不盈利也有降价发电上网的冲
动，从而导致电价下跌。在电力紧张时，竞价上网反而可能会导致电价上涨，政府为此
会制定最高限价内的有限制竞争（最高电量电价可按照平均运营成本、税收、最高回报
率等测算）。同时如果形成垄断竞争后，有可能产生价格联盟，是否会出现预先估计的
竞争将带来电价下跌，还是个值得观察的问题。
上网电价与销售电价联动，为发电企业成本转移提供了通道，缓解燃料成本持续上
行业研究
敬请阅读末页的重要说明 涨压力。煤电联动是发电企业消化了一部分成本上涨，但由于目前销售电价固定，竞价
上网就使发电企业两头受压。随着输配电价机制理顺，电源企业与电网的利益冲突减少，
销售电价与上网电价联动，有助于电力企业的成本上升往下游转移。这将有利于发电企
业保障正常的收益，从而持续稳定增长。
电力产品高度同质化，竞争的主要手段是成本和价格。竞争加剧，行业内两极分化，
收购兼并将成为必然。利用优胜劣汰市场竞争机制促进整个电力行业提高技术和管理水
平，降低成本。再加上近年来燃煤成本不断上升，电力产能趋向过剩，电力经营环境恶
化，竞争的结果是少数规模大，技术、管理水平高，设备先进的企业强者更强，弱者破
产或者是被兼并重组，最终形成几大发电集团的垄断竞争。
电力市场化的方向应该是有政府管制的有限竞争。由于电力行业是基础性公用事
业，电力安全稳定运行是首要的问题。电力投资和收益应当保持适当稳定，电价波动也
应该在可以接受的范围内。竞价上网最终目标是降低全社会成本和提高综合能源使用效
益，促进国民经济协调持续发展的目的。同时电力具有生产、传输、销售瞬间完成的特
性，有一定的自然地域垄断属性（即使电网建设已经能够支持网间电能传输，负荷地区
仍然需要较大比例的支撑电源），因此电力行业的市场化改革并不意味着完全市场化，
最终仍然是有政府管制的有限竞争。同时地方利益和地方政府也可能对建立全国统一电
力市场或区域市场有一定的阻碍。
具有成本优势和价格优势的公司受益于竞价上网，原来结算价格较高的企业有降价
压力。虽然销售电价对最终电力市场的供需平衡有调解作用，但竞价上网对全社会上网
电量总量影响有限，而对电量在发电企业间的重新分配有较大影响。全国性的电力公司
如华能国际、国电电力、国投电力，地方性龙头企业如申能股份、粤电力、深能源等控
制成本能力较强，可以以较低的价格压制其他企业，获得较多的电量安排，在竞争中取
得主动。但这些企业目前的价格并不一定是最低的，由于目前电力紧张仍未完全解除，
电力企业超负荷运行几近极限，未来发电小时数只能有向下的空间。因此其盈利水平在
竞争初期可能受到负面影响。
水电行业是竞价上网的受益者，但环保移民等成本增加和依赖气候的属性削弱了起
竞争能力。2005.12.1 日起正式实施的《电力市场运营基本规则 》第十二条规定输电企
业应当按照法律和国家政策的规定，优先与依法取得电力业务许可证的可再生能源发电
企业签订合同，全额收购其上网电量。水电的成本和价格优势非常明显，如果参与竞价
上网，在电量和电价方面都将好于以前。但随着生态、环境保护和移民成本的增加，水
电的成本也将上升，同时水电的依赖气候而不稳定的属性也削弱竞争力。作为西电东送
的长江电力、桂冠电力和黔源电力等新建的水电站上网电价较高，加上输配后落地价格
的优势并不明显，所以竞价上网并不能提高其上网电价，但我们对其电量的消纳并不十
分担忧。当然如果出现普遍的电力过剩，受电地区地方政府由于考虑地方电力企业、就
业、税收等局部利益，也可能对全国电力市场化的建设形成一定的阻碍。
行业研究
敬请阅读末页的重要说明 重点公司
EP S04 EP S05E EP S06E EP S07E PE 04 PE 05E PE 06E PE 07E 最新价 深能源Ａ
0.56 0.63 0.76 0.82 13.2 11.7 9.7 9.0 7.37 国电电力
0.37 0.45 0.54 0.6 16.8 13.8 11.5 10.4 6.21 申能股份
0.43 0.51 0.55 0.58 12.3 10.4 9.7 9.2 5.31 G 华靖
0.58 0.67 0.75 0.8 9.8 8.5 7.6 7.1 5.7 粤电力Ａ
0.36 0.33 0.38 0.44 10.7 11.7 10.1 8.8 3.85 G 长电
0.39 0.41 0.45 0.5 17.4 16.5 15.1 13.6 6.78 华能国际
0.45 0.35 0.41 0.41 14.0 18.0 15.4 15.4 6.3 桂冠电力
0.18 0.17 0.35 0.36 28.6 30.3 14.7 14.3 5.15 G 金山
0.23
0.22
0.29
0.46
24.5
25.6
19.4
12.2
5.63
漳泽电力 0.25 0.29 0.3 0.31 18.0 15.5 15.0 14.5 4.49
竞价上网对不同区域的电力公司影响不同。各个区域电网电力供求形势不同，南方
电网特别是广东地区 06 年后虽然缓和，但由于电源结构问题，平衡依然脆弱。西电东
送受到水电季节不利因素影响，长距离输电的负荷中心必须满足当地电源支撑要求，不
会对广东本地电源形成过大的压力。同时当地全社会企业平均收益率较高，对高电价的
承受能力也强，未来几年发电小时和电价的下降幅度都比其他地区小。粤电力电价较低，
深能源由于折旧调整成本大幅降低而具有明显的竞争优势。上海地区由于受到区外电源
进入的挤压，电价可能下跌。但申能股份、上海电力、国电电力和华能国际四大企业的
当地市场份额变化应该不大。东北区域黑龙江企业由于电价低，发电小时数少而南下辽
宁寻找出路，拉低整个东北电网电价。华电能源应能从中受益。辽宁、吉林的电厂受到
负面影响较大。华北电网中今年仍然紧张，漳泽电力、通宝能源等电价较低，但由于发
电小时数太高，电量难以增加。华能国际、国电电力、国投电力电厂分布在全国范围，
又水火并举，所受影响正负参半。
竞价上网对证券市场电力板块心理预期压力大于实际影响。市场片面理解竞价上网
就是电价下跌，对电力行业供大于求，未来盈利水平下跌充满恐惧心理，造成近期电力
板块整体落后大盘。由于存在多种不确定性因素，电力板块缺乏持续上涨动力，振荡行
情可能性较大，随着电力体制改革稳妥前进，投资者信心有可能恢复，电力板块尤其是
我们推荐的龙头企业应能跟上大盘指数的上涨。投资策略应采取波段操作，高买低卖。
在股价处于低谷时，配置我们推荐的投资组合。
附表：重点公司市盈率指标 重点公司市盈
率指标（1 月 20 日收盘价）
行业研究
敬请阅读末页的重要说明 附：招商证券公司投资评级
类别 级别
定义 强烈推荐
预计未来 6 个月内，股价涨幅为 20%以上 短期评级 长期评级 谨慎推荐
预计未来 6 个月内，股价涨幅为 10-20%之间 中性
预计未来 6 个月内，股价变动幅度介于±10%之间 回避
，股价跌幅为 10%以上 A
公司长期竞争力高于行业平均水平 B
公司长期竞争力与行业平均水平一致 C 公司长期竞争力低于行业平均水平
附：招商证券行业投资评级
类别 级别
定义 推荐
行业基本面向好，预计未来 6 个月内，行业指数将跑赢综合指数 评级
中性 行业基本面稳定，预计未来 6 个月内，行业指数跟随综合指数 回避 行业基本面向淡，预计未来 6 个月内，行业指数将跑输综合指数
重要说明
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