从影响中国发电行业盈利的三大支点——煤价、发电量和上网电价来看，存在一利一弊和一个不确定因素，弊在今年以来的煤价上涨幅度已经侵蚀了4分钱的电价因素，利在发电量将增长10%左右，不确定因素在于火电电价上调方案的出台。不过，目前电力板块的价值洼地已显，假如电价上调，还将迎来较大交易性机会。⊙记者叶勇 ○编辑王晓华

　　由于占总成本比重达到70%以上，煤炭价格成为判断火电盈利的主要因素。根据最新数据，截至5月24日，秦皇岛山西优混平仓价为755-765元/吨。前4月，市场煤价同比上涨30%左右。去年1-4月，秦皇岛港山西优混平仓价基本维持在580元/吨左右，而今年该价格从年初800元/吨的高位浮动至目前的720元/吨，涨幅在24%-38%之间。重点合同煤价方面，今年总体上涨幅度在30-50元之间，涨幅大约在8%左右。

　　由于电煤双轨制的继续，大部分电厂用煤仍分为重点合同煤和市场煤两种。总体来看，假设实际执行的重点合同煤和市场煤比例为1:1的话，粗略估算，前四月火电到厂煤价涨幅接近100元/吨。

　　以华能国际为例，据华能国际内部人士透露，公司2010年预计耗煤8400万吨，已与13家签订7800万吨合同(可比价格上涨约30元/吨，幅度约8%)，预计进口1000万吨，全年煤价涨幅控制在10%。

　　但是，实际来看，由于重点合同兑现率不高，导致电厂燃料成本控制能力大大减弱，实际涨幅高于预期。上述人士透露，华能国际今年一季度消耗原煤2720万吨。其中重点合同1527万吨，兑现率为85.7%。然而，另一家大型上市发电公司一人士透露，其实，实际上锁定价格的重点合同还不到50%而已，加上兑现率较低的问题，实际上涨幅度将高于预期。

　　值得高度注意的是，上述1-4月的煤价上涨幅度相当于侵蚀了4.23分的电价上调因素。2008年，国家在7月1日和8月20日两次对电价进行调整，其中上网电价平均每度提高了4.14分，从而使得电力板块在2009年回归正常：56 家上市公司实现主营业务收入共计3489.29 亿元，同比增长13.73%，累计实现净利润273.185 亿元。

　　根据最新数据，3月火电机组单位标准供电煤耗332克/千瓦时，折算成5500大卡的山西优混，供电煤耗约为423克/千瓦时，如不计相关税收情况，按此测算，吨煤上涨100元，每500克煤即上涨5分，则每度电须上涨4.23分才能传导上涨因素。

　　当然，考虑到2010年平均市场煤价虽然高于2009年，但可能低于2008年，以及两次调价分别于2008年7月1日和8月20日实施的因素影响，今年火电板块盈利虽不至于比2008年亏损111亿的状况更糟糕，但是，将从2009年的138亿大幅滑落。

　　其实，从一季度电力板块的盈利表现就可以看出端倪(见下图)。尽管火电盈利27.1亿元，同比增长55.7%，但是，环比已经下降了14.6%。

　　加之2009年11月上调销售电价时，又对上网电价进行了“东降西升”的微调，导致东部火电盈利不高，中西部火电仍然是亏损或者微利。从今年一季报看，长源电力、*ST豫能、上海电力、华电能源、华银电力、富龙热电、*ST东热、滨海能源、万泽股份、韶能股份、广安爱众、深南电A、黔源电力等皆亏损，可以看出，因为燃料价格高和电价微调，东中西部企业都有亏损，特别是热电企业大量亏损，此外，则是水电企业由于西南大旱导致的亏损。

　　然而，煤炭供应紧张还将持续，也就意味着上述1-4月煤价的不利影响将贯穿全年。中电联认为，今年全年煤炭供应偏紧和市场煤价高位运行将成为常态。预计2010年全国电厂发电、供热生产电煤消耗将超过16亿吨。需求总量增加和结构性、地区性矛盾将进一步加剧电煤矛盾。后三个季度全国电煤供需偏紧的趋势很难得到改变，在个别地区、个别时段仍会出现缺煤的情况。

　　幅度仍然不能期望太高，中期来看，宏观环境和经济基本面本身可能并不像市场预期的那么差，而估值水平也已下行到合理范围之内，市场将在底部区域不断震荡筑底。

　　华安基金认为，就未来大盘走势而言，目前已进入筑底阶段。就短期而言，在宏观调控的总体基调不变、政策放松仍待时日的背景之下，相信底部形态的构筑并非一日之功。A股市场下跌趋势的扭转必然经历从量变到质变的过程，期间指数反复难免，但价值底已逐渐清晰，市场底也已不遥远。

　　而南方基金则表示，从估值角度看，市场到了阶段性底部的左侧。考虑2010年业绩预期，沪深300动态市盈率接近2008年1600点时候的估值水平，如果认可2008年市场出现底部时的市盈率是近年来的估值底，那么市场下跌的空间应该不大了。但现在的预测市盈率包含了未来的业绩增长预期，如果未来的业绩增长因对房地产的宏观调控出现大幅下调的话，不排除后市出现破位下跌的可能性。