电荒欲来
　　今年大面积电荒提前到来电价迎来上调窗口期
　　高新区的限电经
　　煤价狂飙
　　上网电价上调2分钱扬汤止沸应对煤价狂飙
　　煤炭物流有成本黑洞倒煤利润三方均分
　　投资策略
　　电荒影响需求煤炭股三条投资主线
　　银河证券：煤炭板块当前投资策略(荐股)
　　申银万国：煤炭板块逐步配置优质品种(荐股)
　　申银万国：淡季电荒昭示煤价上行趋势确立(荐股)
　　中金公司：煤炭板块适当关注超跌个股(荐股)
　　齐鲁证券：煤炭板块短期或有技术性反弹(荐股)
　　个股掘金
　　11煤炭股跃跃欲试

　　电荒打开销售电价上调窗口
　　专家建议，应该首先提高工业电价，居民电价则以阶梯电价方式解决
　　需求端高耗能产业屡禁不止，供给端水电生产受制于南方大旱，火电企业受制于煤电价格倒挂。在供需两端的挤压共振下，今年的大面积电荒已提前到来。中国电力企业联合会预警，迎峰度夏期间电力缺口保守估计将达3000万千瓦，还有进一步扩大可能。这是2004年以来中国所面临的最大一次电荒，范围和深度都是前所未有的。中电联称。
　　另据媒体报道，紧张的电力供需形势已经导致江西、湖南、贵州三省上调火电上网电价2分/度。
　　种种迹象显示，终端销售电价已经迎来一个上调窗口期，不少专家建议适当调整工业用电价格以遏制高耗能产业快速增长的用电需求。也有业内的消息人士告诉记者，最近有关部门正在开会讨论上调部分电荒重灾区电价的问题，不排除上调终端销售电价。但他同时表示，居民电价短期内应该不会上调。
　　今年4月以来，多地出现较严重的电力供应偏紧，华东电网、华中电网均出现了较大的电力缺口，大量工厂被拉闸限电，不少地区甚至出现了拉闸居民用电的现象。记者了解到，除了南方大旱、高耗能产业用电需求复苏等原因，造成今年较大面积电荒提前到来的深层次原因是煤电价格没有理顺造成火电企业亏损严重，发电积极性受挫。
　　据媒体报道，国家发改委拟补充部分电荒重灾区上网电价，加上4月上旬已上调的全国16个省市的上网电价，全国近20个省市的火电企业的成本压力有所缓解。但由于上网电价是电网向电厂收购电量的电价，而销售电价则是电网企业向全社会的终端用户(包括农业、工业、服务业和居民)销售电能的价格。火电企业的成本压力暂时转移到了国家电网一端。
　　记者在采访中获悉，继上调各地上网电价之后，终端的销售电价也迎来上调窗口期，销售电价在近期上调的可能性不小上调上网电价不过是电力企业系统内部的利益再分配，而上调销售电价则是把电力企业的部分成本转移到了全社会。一位不愿意透露姓名的业内人士向记者表示，此前被媒体曝出的多省上网电价上调，本质是电网企业承担了火电企业的成本上涨，而电网企业不可能一直承担着火电企业的亏损，这种成本压力的释放只是个时间问题。
　　由于市场煤计划电的体制一直没有理顺，火电企业的亏损由来已久，火电企业发得越多亏得越多在业内不是秘密。自3月起，国内煤炭价格出现淡季飙升，秦皇岛环渤海动力煤价格连续九周上涨，从767元/吨上涨到827元/吨，更是在相当程度上加大了火电企业的成本压力，导致不少火电企业出现较大面积的检修，从而加剧了电荒。
　　电监会发布的数据显示，从2008年开始，全国五大发电集团火电合计亏损达600多亿元。另有中电联的数据显示，1至4月份，我国五大发电集团的火电生产业务亏损105.7亿元，比上年同期增亏72 .9亿元，中电联认为煤价上涨是根本原因。
　　虽然电网企业的经营情况比发电企业稍好，但极低的利润率让电网企业也无法长期承担火电企业的成本转移。国家电网副总经理舒印彪近日表示，国家电网拥有2万余亿元资产，利润只有400余亿元，这样的利润率在世界范围内都不高。目前上调的部分省份的上网电价，因销售电价没有调整，所以这部分增加的成本由国家电网承担，必然会影响到公司利润情况。不过，相信在合适的时机，销售电价会调整。舒印彪向媒体表示。
　　不少业内人士和专家向记者表示，电企生产的积极性不高在某种程度上更加大了电力缺口，上调电价已经成为了短期内国家缓解日益严重的电荒最实际可行的方法。
　　华东电网公司发展策划部高级工程师杨宗麟接受记者采访时表示，上调销售电价，从目前煤电联动的角度看，将有利于提高电力企业的积极性，有利于缓解当前部分地区缺电情况。
　　厦门大学中国能源经济研究中心主任林伯强教授也认为，在电力市场化改革不到位的情况下，提高电价能在短期内缓解缺电情况。电价上调对C PI的影响主要在于市场的预期，一般而言，上调1分钱销售电价对C PI的影响并不大。
　　华北电力大学校长助理张粒子教授告诉记者，电网企业不会长期承担火电企业的成本压力，长期来看这样的成本压力是会向终端释放的。
　　然而由于考虑到国内的通胀压力依然存在，多位专家建议，提高电价，尤其是销售电价，应该首先上调工业电价，居民用电应该以需求侧管理的方法来解决。
　　林伯强表示，如果国家决心上调电价，应该上调工业电价，居民电价应该以阶梯电价的方式解决。
　　张粒子表示，由于今年年初以来不少高耗能企业出现了较明显的反弹迹象，上调工业用电有利于节能减排和调整产业结构。
　　杨宗麟认为，终端销售电价上调会对C PI带来一定影响，尤其是如果简单上调居民电价会给老百姓带来心理上的连锁反应，他认为对于居民电价，梯度电价和峰谷电价政策现在出台或推广是个比较好的时机，这也让老百姓感到政府不是纯粹涨价，而是引导大家合理科学的用电，从而缓解当前电力紧缺的局面。如果能够在迫使用电大户在淘汰落后生产力方面，那上调工业用电是比较有智慧的做法。（.经.济.参.考.报.施.智.梁.王.蔚）



　　上网电价上调2分钱扬汤止沸应对煤价狂飙
　　继4月份上调山西、河南等十余省上网电价后，国家发改委拟补充上调江西、湖南和贵州三省火电上网电价2分/度，这将大大缓解当地火电厂经营压力。粗略估算，上调2分钱相当于到厂标煤单价上涨60元/吨左右。而河南和湖北两省上网电价上调幅度拟由此前的1.5分/度调至2分/度。
　　此外，5月18日，宝新能源(000690)（000690.SZ）发布公告称，公司接到南方电网通知，其下属两电厂的上网结算电价将上调0.18分/千瓦时。在缺电最严重的广东省，这是继一周前粤电力A（000539.SH）上网电价上调以来的又一次电网调价举措。
　　在很多省份的缺电现象越来越严重的情况下，上调上网电价成了缓解问题的一个手段。但是上调上网电价能够解决这次淡季缺电吗？
　　上调2分钱暂保电企不亏
　　电价上调后，一些发电企业将提升盈利水平，如赣能股份(000899)和华银电力(600744)等。宝新能源公告称，此次电价调整将使公司今年营收增加1665万元。粤电力A也预计，调价后公司合计将获得5691万元的净利增收。尽管因调价直接获利，但相关企业仍表示，上网电价仍有上调空间，以弥补因煤价大涨给发电企业所加重的负担，进而提高电厂发电机组的可利用小时数。
　　厦门大学能源经济研究中心主任林伯强在接受《证券日报》记者采访时称，上调电网电价可以暂时缓解目前的缺电状况。粗略估算，上调上网电价2分/度，火电企业应该很快就不亏了，可以说刚刚够。
　　一般电价涨1分钱，假如这个厂是70亿的电量，就可以帮电厂多收入是7000万。电监会某工作人员告诉《证券日报》记者。
　　中投顾问能源行业研究员任浩宁则向《证券日报》记者表示，此次缺电规模不断扩大的重要原因是电煤价格不断攀升，但是上网电价岿然不动，发电企业发电就亏损、越发越亏损，导致生产积极性大幅下降。随着此次上网电价的上调，发电企业的亏损额将大幅减少，生产积极性随之上升，发电量也将随之增加。供应的增加将在一定程度上缓解电力紧缺态势。



　　电价将继续看煤价脸色
　　此次上调上网电价华东区域调的不多，最困难的安徽省反而没有调。但是我个人觉得上调上网电价对缓解用电紧张作用不大，赶不上煤价的变化造成的。上述电监会工作人士说。
　　最新一期的环渤海动力煤价格指数上周继续上涨，这已是该指数连续第九周上涨，总幅度达60元/吨。而有中国煤炭市场晴雨表之称的秦皇岛煤价再次普遍上涨。其中除5800大卡动力煤价格上涨10元/吨至865~875元/吨，其余煤种均上涨5元/吨，再次刷新近两年以来的高值。
　　任浩宁也表示，调上网电价能否缓解火电厂亏损取决于电煤价格变动幅度。如果未来电煤供应持续紧张，煤价上涨幅度过快，将会造成火电企业成本快速增加，因电价上调带来的利润将被抵消，甚至继续亏损。
　　电企不赔了，发电的动力就来了，但是进一步还要看煤价是不是涨，如果煤价跟着涨，那就没有任何作用。只涨电价不压煤价还是不能最终解决问题。林伯强说，煤价高是相对电价而言，煤价现在是由市场决定的。但是电企一亏，一出现用电紧张就调电价，不是解决问题的根本办法，会形成一种恶性循环。单单调几个省可能会导致博弈，可能导致更多的省缺电。
　　此外，上调上网电价，终端电价不涨的话，不过是把亏损的部分由电企转给电网，是治标不治本的一种方法。而对于电网暴利的说法，林伯强也不认同。他说：电网的收益率并不高，从经济学上来讲，产出要与投入相比较，电网投资大，去年利润才400多个亿，目前其实还处于亏损的状态。
　　任浩宁则指出，中国独特的电力价格机制造成电价制定权掌握在中央政府手中。电网企业的利润来源于销售电价和上网电价之间的差额，这一差额的大小完全由政府主导。国家电网总资产超过2万亿，2009年利润约为32.4亿元，2010年利润为450.9亿元，差别巨大源于中央在2009年为促进经济恢复抑制电价，2010年上网电价有所下调导致利润增加。电企亏损根源不在于电网利润过高，而在于垄断体制下不合理的电价形成机制。（.证.券.日.报.）



　　高新区的限电经
　　最近，困扰南方某高新区管委会领导赵新成（化名）的问题已不再是限不限电，而是如何限电的问题。
　　这个总面积70平方公里，有24个亿元以上项目，拥有电子信息、高精机电、食品医药、新能源和新材料等产业，生产总值将近9亿元的高新区，正面临有史以来最严重的用电危机。
　　去年，作为开发区领导，即便是在用电最紧张的夏季，赵新成也没有拉下过一次企业的电闸。他总是通过各种办法错峰用电，以保证企业正常生产。
　　然而，今年不拉电闸是不行了。根据省经信委逐级下发的用电指标，分配到高新区头上的配额，已不能满足高新区内几十家企业正常用电。
　　赵新成介绍，目前市里与高新区正研究制定限电管理办法，虽然尚未有最终结果，但高新区内限电的基本原则已明确。
　　首先，要拉那些高耗能低产出企业的电闸。例如，铸造企业，耗电量大，但是产品净利润不高，这类企业将成为优先限电对象。
　　其次，限电要结合企业产销实际。例如，某家外贸企业即便耗能较大，但如果客户要求三天内必须交货，为使企业不蒙受损失，管委会会优先保证这家企业的用电。
　　赵新成管辖的高新区所面临的缺电问题，只是当地缺电的一个缩影。在工业更为发达的苏南地区，缺电问题更为严重。据江苏省经信委副主任、南京电监办专员顾瑜芳介绍，今年夏天，江苏将成为我国供电缺口最大的省份，预计最大统调缺口将可能超过1100万千瓦，缺口将达16%。
　　高新区成立以来，每年用电负荷都以18%左右的速度增长。这意味着5年用电量就会翻一番，但是当地上马一个电厂，连审批带建好需3-4年，供电跟不上，用电又怎么能不缺电。赵新成说。
　　毫无疑问，用电需求逐年增加，电源点建设跟不上，是导致此次电荒的原因之一，但中商流通生产力促进中心研究员李廷认为这只是表面原因。多年积累的煤电矛盾才是引发电荒的根本原因。今年春天煤价没有出现明显回调，面对持续高企的成本压力，火电企业没有得到喘息机会，成为当前电荒的导火索。
　　市场煤不断上涨，计划电却纹丝不动。火电厂发电发得越多亏得越多，发电不积极最终导致这次电荒。李廷说。
　　以电荒严重的浙江和湖南为例，3月两省火电设备平均利用小时数分别为459小时和450小时，前者超过全国平均水平2小时，后者低于全国平均水平7小时。
　　很明显，这些地区火电设备没有得到充分利用，不是所谓装机容量不足，取全国的数据都可说明这一问题。李廷说。
　　江苏的情况与此类似，记者在当地了解到，目前江苏部分60万千瓦以下燃煤机组已是发电即亏。李廷认为，在全国80%以上的电力装机仍是火电的前提下，要想从根本上解决电荒，煤电这一对矛盾是绕不过去的。
　　很多人认为上调电价可解决根本问题，但我认为调价牵一发而动全身，在煤炭价格长期看涨情况下，大力推动煤电一体化或许是解决目前煤电矛盾更为可行的手段，这样做的好处，是能在不损害消费者利益情况下，使利益在煤炭和电力行业中重新分配。
　　作为高新区的领导，赵新成更关心的是未来几年高新区企业用电到底该怎么解决。
　　在他看来，解决当地电荒的最便捷的办法莫过于海上风电了。海上风电一是装机容量大，二是距离我们又近，三是建设周期相对较短。海上风电场建成以后，可有效缓解当地的电荒。赵新成说。（.中.证.网.王.颖.春）



　　煤炭物流有成本黑洞倒煤利润三方均分
　　《证券日报》记者发现，煤炭从生产地运到消费地电厂，中间费用占煤价的36%到50%左右
　　煤电顶牛形势日益紧张，大多数电企都不约而同地把矛头指向了煤炭企业，认为罪魁祸首就是煤价太高。而对电厂最终支付的煤炭价格进行解剖，《证券日报》记者发现，煤炭从生产地运到消费地电厂，中间的费用占据了煤价的36%到50%左右。
　　就在煤电中间的这条运输线上，除了各种名目繁多的收费外，也存在着另一个特有的群体，从事倒煤的中间商。中间商的存在，成为衔接买方与卖方的重要纽带，但同时，也推动了市场煤价格的上涨。
　　合同煤没有中间商，也就不会产生这笔费用。但是，煤炭属于卖方市场，在资源比较紧张的情况下，合同履约率比较低，并且合同煤的煤质相对较差，一位五大电力集团之一的内部人士告诉记者，市场煤的煤质相对较好，很大一部分我们也是通过中间商购买。
　　合同煤履约率低煤质差
　　煤炭产运需衔接会（也称煤炭订货会），对于发电企业来说，在保证原料需求量和价格上所起到的作用不容小觑。然而，煤炭订货会也一度曾被取消，终于在2011年1月5日重新启动。订货会历时四天，结果令人欣喜，与国家发改委预计的9.32亿吨框架量相比，实际全国完成煤炭合同汇总总量15亿吨，超额近6亿吨。
　　而发电企业在庆功的同时，担忧的问题也在之后的几个月中逐渐显现。合同是签了，但履约与否真是个大问题。华电国际（600027）（600027.SH）董秘周连青在接受《证券日报》记者采访时表示。而另一位同是五大电力集团之一的内部人士告诉记者：现在煤炭属于卖方市场，电力企业没有主动权。合同毁约率相比前几年高了很多，兑现率低。同时他也表明了中间伴随出现的另一个更重要的问题，就是在兑现率不高的合同煤中，煤质相对较低。
　　也就是说，对于发电企业来说，虽然国家2011年明文规定合同煤不能涨价，但实际对电力企业来说，起到的作用有限。
　　我们还需采购大量的市场煤才能满足原料的供应。上述人士同时表示，合同煤有限，根本满足不了企业的需求。并且市场煤的煤质较好，利用率高。
　　而通过中间商采购市场煤还有一个原因，企业可以与中间商谈好，要求直接送到电厂，中间省去了运输带来的一系列麻烦。一位煤炭行业分析师对记者表示。
　　煤炭运输是一件很复杂的事情，中间涉及到的环节部门都很多。运一车煤得去铁道部批指标，也有各种名目繁多的费用。中间运输由于搬运、自然原因引起的煤炭量的损耗等等都要买方，也就是发电企业来买单的，该人士继续表示，通过中间商，包括煤炭企业，电力企业以及中间商，三方相关人员都可以从中间获取一定的额外利益。
　　中间环节占煤价3成
　　到底从煤矿运出的煤炭到达电厂，中间的环节所占费用占据了煤价多少比例，记者致电潞安环能（601699）（601699.SH）证券部王剑波，他表示，公司今年合同煤坑口价约在每吨440元左右，市场煤坑口价约在520元到560元之间。
　　而一季度煤炭平仓价均价为每吨830元左右。也就是说，中间环节占到了煤价的36%左右。
　　在中间环节中，各种煤炭运输中名目繁多的收费，给电力企业带来的负担也是很大的。一位煤炭行业分析师对记者表示。点装费、车皮费、卸货费等等，费用种类特别多。从事倒煤的中间商对煤价上涨也有一定的推动作用。他们要从中间获利，这些都是从煤价中提取的。
　　提到从事倒煤的中间商，并不是近几年才出现的。中间相当可观的利润回报使得很多人专业或业余从事这个行业。当然，赚的肯定没有煤老板多，但做成一笔也能到手几百万。一位张姓人士对记者表示。
　　他从事这一行很多年了，在买方卖方两头都积累了很多老客户。
　　一般来说，中间的抽成比例在1%到2%之间，能做到2%就挺高的了。张先生表示，同时，他举了一个例子向记者说明。若有买家需要电煤，他会按需要的标准去找卖家。中间有两种方式抽成，一种是从煤价中，也就是说在生产商提供的坑口价基础上每吨加几十块钱；另一种是直接与买家商量抽成比例。当然，通常情况下，中间所获利益不是由中间商一家占有的。一个项目中所涉及到的买方卖方相关人员都会得到相应的感谢。
　　也就是说，若买家需要10万吨一级冶金焦，每吨价格为2120元，总共支付约2亿元，按2%的比例抽成，那么中间商就会获得约400万元，用于三方均分，每方也会获得130万元左右。
　　当然，人脉的支撑很重要。从事倒煤的中间商在买方卖方中都需要很好的人脉关系，这样才能从煤矿中拿到物美价廉的煤炭，有一定的关系才能够运输到目的地。一般来说，通过中间商购买的多属市场煤，本身价格就比合同煤贵。再加上中间商的额外费用，发电企业付出的成本增加也就是必然的了，而这个成本增加是直接体现在煤价上的。而合同煤只涉及到了买卖双方，没有中间商，也很难从中间获利，这也成为合同煤成交比例相对较低的原因之一。
　　业界人士认为，合同煤与市场煤的同时存在也为中间商提供了投机的机会。



　　考问煤炭双轨制
　　之所以出现倒煤爷，煤炭的双轨制起到了极大的推动作用。一位煤炭行业专家对记者表示，价格剪刀差如此大，中间可投机的机会也就很多。
　　所谓煤炭双轨制，是指煤炭计划内部分实行国家统一定价，计划外部分实行市场调价。以潞安环能2011年合同煤每吨440元，市场煤每吨540元左右计算，二者相差每吨近100元左右。
　　在中投顾问发布的《2010-2015年中国煤炭工业投资分析及前景预测报告》中，有这样一段描述双轨制利弊的话语。煤炭价格双轨制一定程度上为电力企业缓解了部分经营压力，而随着市场煤价与合同煤价差距的不断拉大，它给煤电行业之间的沟通和合作带来了很多不便，同时也给腐败提供了机会。
　　而近一年表示的尤为突出，市场煤价格涨得快，合同煤几乎维持原价，中间的利润空间更大，该位专家继续表示，中间利益人多了，某种程度上促进了煤价的上涨。
　　如何解决这个问题，他表示，若双轨制取消或是中间的剪刀差缩小，可以压缩一下中间商的利润，侧面抑制煤价过快上涨。
　　两个月之内，煤炭中间商沈石奔波于陕西和贵州，希望寻找到更多煤源，驰援湖北、湖南的电厂，同时为自己挣得一份不错的报酬，但他两次均空手而归。
　　5500大卡的电煤，陕西榆林某个铁路发运站的点装费需要近200元/吨，贵州六盘水则要50-60元/吨，较之过去已有翻倍，如此下来，我怎么赢利？沈石抱怨说。
　　而在此背后，自从3月份以来，湖南、湖北、江西、浙江、江苏、安徽、山西、陕西、河南、广东、四川等十余省，连续遭遇缺电。与此同时，秦皇岛港的煤价已连续8周上涨。
　　电荒背后很大的问题是，电力价格并没有反映真实的情况。煤企、铁路部门、火电企业、电网，整个电力体制提高效率，才是最关键的。国务院发展研究中心产业经济研究部研究室主任钱平凡向本报记者指出。



　　一吨煤的旅程
　　山西大同，一位运载煤炭的火车缓缓驶出。在到达目的地上海和广州之前，它需要先至秦皇岛港中转，其间运输费用、税金、各环节加价等非煤费用的总和，占到了终端用户支付价格的55%-60%。
　　据沈石测算，如果从陕西运煤至湖北黄石，包括运费、装卸费、磅费、铁路计划费等各项杂费在内，我需要支付170-180元/吨，但点装费也将与此持平。如果说，淡季40-60元/吨的点装费，让他仍有10多元/吨的利润空间，那么200元/吨，已经把利润空间完全填平了。
　　点装费是煤炭运销行业公开的秘密，即是支付给铁路发运站的一个费用，以拿到铁路运力并及时运出煤炭，而这并不列入铁路部门正规的财务序列。据悉，2011年国内至少有6亿吨左右市场电煤，需要通过铁路计划外运力支付，它们中的大多数，均需支付点装费。
　　为什么2010年中国进口1.65亿吨的煤炭，为什么国内的煤价要比国外高，中国的人工成本不是更便宜吗？沈石反问说，澳大利亚的煤炭，需要经过火车装运，抵至港口运至中国，距离极为遥远，但纵使至江苏仍有价格优势，这就需要反思中国的物流成本了。
　　而在增加了各种费用之后，运抵秦皇岛港的煤炭，已水涨船高。5月20日，被誉为煤价晴雨表的秦皇岛港各煤种价格中，除5800大卡动力煤价格上涨10元/吨，其余煤种均上涨5元/吨。这已是连续8周上涨，再次刷新近两年以来的峰值。
　　煤价上涨速度太快，如果发电导致的亏损，比折旧、运行管理等财务费用支出更多的话，企业只能以检修应对，不然，越发越亏。中电投一位高管坦言。数据显示，2010年全国6000千瓦以上电厂累计平均设备利用小时数为4660小时；2006年则高达5612小时，而目前这个数字已降至4000小时以下。
　　而那些仍在开工的火电厂，则需要把电销售至电网，再由电网继续将电销售至下流客户。一买一卖之间，电网的购销差价为每度近0.2元。
　　国家电监会提供的资料，2010年，全国主要电网企业平均购电价383.89元/千度，同比增长0.05%；平均销售电价（不含政府性基金和附加）为571.44元/千度，同比增长6.95%，此举意味着每千度的购销差价有187.55元。
　　如果说，电网是高速公路，那么电网公司是收过路费，但现在是电网公司把买家和卖家两个角色都给担当了。钱平凡指出。不过电网公司并不能自主电价，一度电，北京居民是四毛多钱，安徽是六毛多，但政府方面是没有补贴的，所以电网只能压电厂。
　　在钱平凡看来，正因为如此，电力价格至今没有理顺，没有反映整个能源的成本。
　　体制性难题
　　2002年2月国务院下发《电力体制改革方案》，确立厂网分开、主辅分离、输配分开、竞价上网四大改革任务。
　　在厂网分开改革中，原国家电力公司被拆分为两家电网公司、五大发电集团及四家辅业集团。而之后，改革几乎陷入停滞。
　　十一五期间电改主要集中在主辅分离、输配分开，但这期间，一个都没有完成。一位不愿意透露姓名的电力专家对此表示失落，输配分开仅仅是议题，而电网的主业和辅业关系反而加强，电网甚至投入了更上游的发电领域。
　　5月6日，迟滞许久的电力体制改革，8年后再度迈出新的步伐。电监会当日发布的《2010年电力监管年度报告》显示，电网主辅分离改革及电力设计、施工企业一体化重组方案已获国务院批准，正由国资委、电监会等有关部门和相关企业实施推进。
　　不过，上述电力专家指出，输配分开，还是没有任何进展，而这涉及电网企业的利益。根据国家统计局数据，2010年前11个月，电网实现营业收入2.19万亿元，占整个电力行业的65%；实现利润总额592亿元，同比增长1828%，占行业比重为42%。
　　电力体制改革是一个系统工程，每一个环节都要提效，不能压一个保一个。在钱平凡看来，价格争斗只是表象，要拆解这些难题，只能靠打破垄断，完全市场化。
　　在他看来，铁路方面除了新建、扩建现有货运线路外，还应允许煤企或地方自行建设铁路专线；而电网方面，则应实行电网的输配分开、差别定价，竞价上网、直供电改革，理顺电价机制。（证券日报）



　　电荒影响需求煤炭股三条投资主线
　　山西证券：三条投资主线
　　今年的国内煤价呈现淡季不淡的特征，相比往年今年煤价下跌的幅度（往年都在10%以上，今年只有4.5%）以及企稳的时间都好于往年，显示国内的需求也较强势。今年煤价中枢上移，并将在高位运行。
　　由于电源投资结构的影响、来水情况的不理想、需求的强劲，全国部分省份出现电荒，电荒的出现使人们更加关注煤电矛盾，且部分省份也在拉闸限电，影响一部分需求，我们认为煤炭价格上涨的空间越来越小，因此我们需要把视线从未来的增幅上转向价格已取得较大涨幅的煤种，从这个角度看，无烟煤的安全边际可能会更高，现在无烟煤的价格相比去年同期上涨30%，而动力煤和焦煤只在10%左右。
　　关注三条投资主线：一是明显受益于产量增长以及煤炭价格上涨的公司，如西山煤电(000983)、潞安环能(601699)、国阳新能(600348)、煤气化、冀中能源(000937)、盘江股份(600395)、神火股份(000933)、兰花科创(600123)；
　　二是有整合以及资产注入的企业，尤其关注山西省内的上市公司，如煤气化、潞安环能、国阳新能、大同煤业(601001)、山煤国际(600546)、开滦股份(600997)，这条投资主线值得长期关注；
　　三是受益于国际煤价上涨，出口相对稳定或有出口配额的企业，如山煤国际、昊华能源(601101)、中国神华、兖州煤业(600188)。综合起来我们构建的投资组合是：潞安环能、煤气化、国阳新能、冀中能源、昊华能源、兖州煤业、西山煤电、盘江股份。
　　（摘自山西证券(002500)《视线应从煤价还能涨多少转向已涨了多少》，研究员张红兵）



　　民族证券：中期适当布局煤炭股
　　动力煤价格淡季上涨，炼焦煤价格稳定。秦皇岛港动力煤平仓价连涨6周，电厂采购价格连涨4周，焦煤无烟煤价格维持稳定。国际煤价进入胶着状态，国内外煤价差距缩小。2011年预计动力煤价总体将延续上涨走势，价格保持高位。
　　4月中旬，发改委上调16省的上网电价，近期有消息透露，国家发改委拟补充上调江西、湖南、贵州三省火电上网电价2分/度，且河南、湖北两省电价上调幅度拟由1.5分/度调至2分/度。上调电价旨在缓解各地火电企业资金压力，增强采购积极性，缓解各地电荒愈演愈烈的情况。短期来看，上调电价有利于煤价上涨的向下传导。
　　5月17日煤炭股集体反弹，基本面因素并无明显变化。考虑到短期国际大宗商品价格进入调整期，煤价上涨受到诸多关注，上涨有动力也面临阻力。当前煤炭股估值17倍左右，处于历史偏低水平，下跌空间有限。
　　短期内美元强势反弹，国际大宗商品市场弱势整理，对煤炭板块形成拖累，我们认为这恰恰给煤炭股提供中期介入的机会。后期可能刺激股价的催化剂因素：1.国内外煤价持续上涨；2.上调电价预期兑现；3.国际大宗商品价格反弹；4.煤炭资源大规模整合对市场的影响超预期；5.宏观经济政策收紧预期有所松动。