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电力工业是国民经济的重要基础工业，是国家经济发展战略中的重点和先行产业。从各时期电力生产与经济增长的比较来看，往往在经济持续增长的年份,电力生产的增长超过了GDP的增长。而在国民经济结构的调整时期，电力生产的增长速度低于GDP的增长。我国的资源国情决定了我国能源结构以火电为主, 水电、核电、风电所占比重较少，电力结构发展不平衡。"十五"规划中指出,调整电力结构,促进产业升级是21世纪初期电力工业的首要任务。主要有以下几个方面:一是调整电网与电源比例。二是调整东西部的电源布局,实施"西电东送"。三是调整电源中水、火、核电的比例,加大水电开发力度,适当发展核电、因地制宜发展新能源发电等。四是采用多种能源,引进清洁能源(如天然气)、发展新能源发电。五是加大"以大代小"和技术改造力度。
2002年全社会用电增长速度预计将达8.7%左右，这主要得益于国家近年来相继出台了一系列促进电力供需的政策措施。这些政策措施：一是取消增容费的政策。二是继续实行积极的财政政策，发行的长期建设国债重点用于在建国债项目和新开工大型基础设施项目。 三是国家经贸委出台了推进城乡电网同价的规定。目前我国用电水平仍然低下，人均装机0.25KW，人均用电1064KWH，还不到世界人均水平的一半，尚有2300万人没有用上电。根据电力行业"十五"规划，2005年电力装机容量要达到3.9亿KW，每年要新增装机容量2000万KW。预计电力行业的增长可持续到"十五"末期,平均增长率将在6%以上。估计2003年我国电力需求增长速度将低于今年，但仍将达7.5%左右。
更令人关注的是经过半年多的酝酿，国家电力监管委员会、国家和南方二大电网公司、五大发电集团和四大辅业集团已于2002年12月29日正式成立，表明我国电力体制已进入实施阶段，我国发电市场的寡头竞争格局即将形成。目前深、沪两市电力上市公司可以分为四类:(1)进入五大发电集团的上市公司（国电系）；(2)进入辅业集团的上市公司（辅业集团系）； 3 地方独立发电上市公司（地方系）；4 非国电系的国字号队伍。对于不同上市公司将面临不同的发展机遇。国电系：有望率先进行资本运作与规模扩张；辅业集团系：处于竞争劣势；地方系 ：实力制约未来发展空间；非国电系的国字号队伍：水电龙头股呼之欲出
在电改完成后，未来上网电价将呈现长期下降的趋势，各发电公司只有通过增加发电量、压缩成本来保持业绩的稳定和增长。改革的过程将是市场结构、公司规模、购并重组的变化过程,必将蕴含着相当的投资机会：资产重组概念股、低电价概念股、坑口电站股、转型概念股值得关注。
电力体制改革及电力上市公司投资价值分析
一、行业概况
1.1 电力工业为国民经济的重要先行产业
电力工业是国民经济的重要基础工业，是国家经济发展战略中的重点和先行产业。我国早在建国初期就确立了电力工业先行的地位。从各时期电力生产与经济增长的比较来看，往往在经济持续增长的年份,电力生产的增长超过了GDP的增长。"九五"期间, 随着国民经济结构的调整，电力生产的增长速度开始下滑,并且低于GDP的增长，但在国家积极的财政政策的作用下，自1999年开始,电力生产的增长速度又开始大幅回升，1996年发电量增长速度为7.2%,1997年为5.1%,1998年下降到2.1%,1999年回升到6.5%,2000年达到11%,2001年为7.7%。同期GDP的增长率分别为9.7%、8.8%、7.8%、7.1%、8%、7.3%(详见图1)。电力工业作为国民经济的重要先行产业的作用,十分明显。
从电力能源消费在一次能源中的比重和在终端能源消费的比重来看,发电能源占一次能源消费的比重已由1980年的20.60%上升到2000年的41.72%,同期电能在终端能源消费中的比重由1980的4.81%上升到2000年的11.2%,电力行业已成为能源工业中的支柱产业。电力工业成为国民经济重要的基础产业的作用,呈现逐渐增强的趋势。
1.2 技术装备水平不断提高
我国电力工业经过20多年的大规模建设,电力工业的技术装备水平有了很大的提高,大容量、高参数、高效率的大机组成倍增长,电网的覆盖面和现代化程度不断提高,有力地提升了我国工业整体的电气化水平。
1978年我国20万千瓦及以上机组只有18台,2000年20万千瓦以上机组已有545台共,是1978年的30倍。在大机组和大电厂已成为我国电力工业主力的同时,我国电网的规模也进一步扩大和加强。电力体制改革之前,全国已经形成华北、东北、华东、华中、西北和南方6个跨省区电网,和山东、福建、云南、贵州、广西、广东、海南、川渝8个独立省区电网。全国各主要电网已基本形成500千伏和330千伏的骨干网架,大电网已覆盖全部城市和大部分农村。"九五"期间,500千伏主网架开始逐步取代220千伏电网,承担跨省、跨地区电力输送和交换任务。一批跨大区电网互联工程前期工作已经陆续完成,2000年我国第一个大区间500千伏交流联网工程---东北与华北联网工程建成.南方电网互联,实现了广西、云南、贵州季节性电能向广东的输送。蒙西电网向京津唐、华中电网向华东电网等大网间的电量交流也大幅增加。为三峡工程配套送出的输变电工程,自1997年开工建设以来,多个工程逐步完工,为2003年三峡电力的发电奠定了基础。同时,随着以三峡工程为中心的电网工程的建设,将逐步实现全国联网。
1.3 电源结构和资源分布不平衡，电能局部地区供应不足
到2000年底,我国水电、火电、核电、风电装机容量分别达到7934万千瓦、23753万千瓦、210万千瓦、34.5万千瓦,占总装机容量的比重分别为24.8%、74.4%、0.7%、0.1%。
我国电力以火电为主,水电、核电、风电所占比重较少，电力结构发展不平衡。但随着三峡电站2003开始发电,将大大提高水电装机的比重。秦山核电站、广东大亚湾核电站、广东岭澳核电站、江苏田湾核电站相继建成并投入商业化运营,结束了我国长期无核电的历史。自1979年以来,我国在开发利用风能、地热能、潮汐能、太阳能等新能源方面也取得了较大发展,新能源从无到有。电力结构不平衡的状况在近几年,有了大幅的改善 。三峡电厂即将蓄水发电以及近年来一批大型水电、核电项目的开工建设，将对电力行业的盈利格局将产生较大影响，水、核电的发展将挤占一定的火电市场空间，但火电为主的格局短期不会改变。电力行业十五规划目标是：发电量2005年达到16140亿kWh，发电装机容量2005年达到3.55亿kW，电源结构（到2005年）火电占72.4%、水电占24.5%、核电占2.4%、新能源占0.7%。
从我国资源的分布情况看，我国的煤炭资源主要分布在北部和西北部，其中华北和西北两地区占总量的80%。水能资源主要集中在西部和西南部，这两个地区的可开发量占总量的82.09%，而开发率只有9.25%。在总量基本平衡的同时,当前各地区的电力供需情况存在明显差异:2002年前三季度，在全国31个省市中，电力生产总值广东省最高为479亿元，山东、江苏、河北、河南分别为196、175、169和165亿元，五省占总量的43%。东北电网、福建电网和海南电网电力装机过剩较多,华中电网和川渝电网由于水电比重较大、调节性能差,丰水期电力过剩；华北电网、华东电网、山东电网和广西、贵州、云南电网电力供需基本平衡,浙江、上海和广东电网供需平衡关系脆弱。预计"十五"期间,东北电网、海南电网供过于求的情况还将延续；广东、浙江、河北南部等局部地区供应不足的问题在"十五"初期有可能加剧；其他地区将基本保持供需平衡。
1.4 平衡增长的趋势将延续
根据国家电力公司日前完成的一份电力供需形势分析预测报告，今年上半年全社会用电7392亿千瓦时，同比增长8.9%。在宏观经济形势总体较好和党的十六大召开等有利条件下，下半年电力需求可望继续保持上半年的增长态势。三、四季度累计用电增长速度将分别达到9.0%和8.7%。全年全社会用电增长速度预计将达8.7%左右，用电量达到15960亿千瓦时左右。上半年全社会用电增长是与国家近年来相继出台促进电力供需政策措施分不开的。这些政策措施：一是取消增容费的政策。二是继续实行积极的财政政策，发行的长期建设国债重点用于在建国债项目和新开工大型基础设施项目。三是国家经贸委出台了推进城乡电网同价的规定。随着"两改一同价＂工作的推进，目前我国农村各类电价尤其是农村居民生活用电电价水平下降明显，全国农村到户电价每千瓦时均下降了0.1元左右，有力促进了我国农村居民生活用电的增长。
目前我国用电水平仍然低下，人均装机0.25KW，人均用电1064KWH，还不到世界人均水平的一半，尚有2300万人没有用上电。根据电力行业"十五"规划，2005年电力装机容量要达到3.9亿KW，每年要新增装机容量2000万KW。预计电力行业的增长可持续到"十五"末期,平均增长率将在6%以上,估计2003年我国电力需求增长速度将低于今年，但仍将达7.5%左右。
二、行业发展导向及电力改革方案
2.1 行业发展导向
我国的资源国情决定了我国能源结构以火电为主,能源的构成比例失调。"十?quot;规划中指出,调整电力结构,促进产业升级是21世纪初期电力工业的首要任务。主要有以下几个方面:一是调整电网与电源比例。二是调整东西部的电源布局,实施"西电东送"。三是调整电源中水、火、核电的比例,加大水电开发力度,适当发展核电、因地制宜发展新能源发电等。四是采用多种能源,引进清洁能源(如天然气)、发展新能源发电。五是加大"以大代小"和技术改造力度。大力发展火电600兆瓦及以上的超临界机组,重点发展500兆瓦以上大型混流式水轮发电机组,加速发展300兆瓦级抽水蓄能机组、核电600-1000兆瓦级压水堆核电机组技术和燃气轮机技术。六是加强电网调峰能力。
2.2 电力体制改革方案
我国电力体制改革大体上经历了四个历史发展阶段：一是1985年之前政企合一国家独家垄断经营阶段。这一时期的突出矛盾是体制性问题造成电力供应严重短缺。二是1985年至1997年，为了解决电力供应严重短缺的问题，实行了发电市场的部分开放，以鼓励社会投资。这一时期的突出矛盾是存在着政企合一和垂直一体化垄断两大问题。三是1997年至2000年，以解决政企合一问题作为改革的重点，成立了国家电力公司，同时将政府的行业管理职能移交到经济综合部门。这一时期的突出矛盾演变成垂直一体化垄断的问题。从这一改革的历史轨迹可以清晰地发现，改革的主线是市场化取向改革的逐步深化、政企关系的逐步确立，以及集中解决不同时期存在的突出矛盾。四是从2002年4月开 国家电力监管委员会等十二家涉及电力改革的相关企业和单位，已于2002年12月29日正式成立。此次同时挂牌的十二家电改单位，包括国家电力监管委员会、国家和南方二大电网公司、五大发电集团和四大辅业集团。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二个施工单位。南方电网公司由广西、贵州、云南、海南和广东五省电网组合而成。国家电网公司下设华北（含山东）、东北（含内蒙古东部）、华东（含福建）、华中（含四川、重庆）和西北5个区域电网公司。
新成立的五大发电集团资产占内地电力资产总额33.8%。据了解，国家有关部门对５大发电集团制订了较明确的资产重组方案。华能集团将增加部分水电资产和西部地区发电资产，可控容量将达到3627万千瓦，权益容量1938万千瓦。中电投资集团将拥有原国家电力公司在香港注册的中国电力国际有限公司的资产，可控容量将达2889万千瓦，权益容量为2196万千瓦。其余三家集团中，大唐电力拥有北京大唐发电股份有限公司，可控容量3225万千瓦，权益容量2035万千瓦；华电集团拥有山东国际电源开发股份有限公司，可控容量3109万千瓦，权益容量2092万千瓦；龙源集团拥有国电电力发展股份有限公司，可控容量3043万千瓦，权益容量2035万千瓦。在整个国电系统2万多万千瓦的发电资产中，没有进入重组的发电可控容量达4053.51万千瓦，权益容量达3384.05万千瓦，占全部国电资产约20%。对于重组中设立的辅业集团公司（包括区域公司、省公司设立的辅业集团公司），划拔的参股发电资产权益容量920.01万千瓦，用于支持主辅业分离改革；为南方电网公司预留用于保留或转让的发电资产可控容量276万千瓦（权益容量219万千瓦）；国家电网公司保留并转让的发电资产870万千瓦。
在五大发电集团之外,隶属于国家计委的国华电力、隶属于国家开发投资公司的国投电力以及正在寻求上市的长江电力,这些公司将组成仅次于五大发电集团的第二梯队。国华电力、国投电力的装机容量均在1000万千瓦以上,电源布点比较均衡合理,在争夺新建电源项目上也有实力和影响力强大的大股东做其后盾,在发电市场中有足够的发展空间。长江电力总股本为55.3亿股（原称为三峡电力，考虑到开发长江的深远意义，后确认名称为长江电力）由三峡总公司（占总股本的89.5%）以电厂经营性资产形式出资，连同华能国际集团（3%）、中国石油天然气集团（3%）、中国核工业集团（3%），葛洲坝集团（1%）、长江水利委员会设计院（0.5%）联合发起设立。所包含的三峡水电厂属于国家重点项目,其市场份额有一定的保证,而且水电是今后我国电力发展的重点,因此可以说长江电力在发电市场新格局中的重要地位是难以动摇的。
相比之下,地方性的发电企业在新市场格局中存在较大的不确定性。除了一些已经有较大规模的地方性发电集团,如粤电资产管理公司、内蒙古电力集团、深圳能源集团等,或者一些地方发电企业组织起来形成的发电集团,其它的小规模发电企业在新格局中将很难寻找到自己的位置。
在对水电公司的重组中，澜沧江水电开发公司划归华能；龙滩水电开发公司划归大唐；乌江水电开发公司划归华电；清江水电开发公司和国电大渡河水电开发公司划归龙源；黄河上游水电开发公司和五凌水电开发公司划归中电投。在对上市发电公司重组中，桂冠电力（600236）和华银电力（600644）划归大唐；龙电股份（600292）划归华电；长源电力（000966）划归龙源；漳泽电力（000767）和九龙电力（600292）划归中电投。京能热电(600578)、鲁能泰山（000720）、皖能电力(000543)、赣能股份(000899)、 豫能控股(001896)、申能股份（600642）6家被划归辅业集团。
尽管均衡是此次分拆的原则，但综合各集团的容量、资产情况、人员情况，以及各集团的电力资产质量、市场份额及增长潜力、运营成本和电源结构情况来看,中电投(中电国际)和华能集团总体状况较好,未来发展潜力和竞争力较强,位居前茅；龙源集团居中；大唐集团、华电集团次之。
电力改革也会带来一些风险，主要体现在如下三个方面：一是发展的风险。我们的电力体制改革是在刚刚告别电力短缺后进行的，并且市场需求仍将保持较长时期的高速增长，这一点决定了我们改革的环境根本有别于发达国家的成熟市场（即使美国也出现了加州的电力危机）。二是价格上涨的风险。从电价结构来看，终端用户的价格是由发、输、配、售四个环节的价格叠加而成，而现行的输配电价格却不足以覆盖其成本，处于亏损状态?厂网分开"后可能会推动电价上涨。三是运行协调机制的风险。实行"厂网分开"的结构性分离后，完整的产业链变成了分离的结构---发电公司、输配电公司以及今后可能出现的售电公司，产业链各环节能否协调运行将成为一个新问题。
三、电力上市公司面临的不同发展机遇
随着五大发电集团公司的成立,我国发电市场的寡头竞争格局即将形成。上市电力公司可以分为四类:(1)进入五大发电集团的上市公司（国电系）；(2)进入辅业集团的上市公司（辅业集团系）； 3 地方独立发电上市公司（地方系）；4 非国电系的国字号队伍。对于不同上市公司将面临不同的发展机遇。
3.1 国电系：有望率先进行资本运作与规模扩张
"国电系"控股的10家电力上市公司除内蒙华电、金山股份外其余8家将分别进入五大发电集团公司。改革后,这8家上市公司的大股东将发生变化,即由原来的省电力公司变化为全国性的发电集团公司,母公司资产规模将扩大数倍，此类上市公司有望率先进行资本运作与规模扩张。特别是华电集团内只有唯一一家A股上市公司龙电股份，该公司极有可能成为其国内融资窗口，当然也不排除华电集团利用其在港上市的山东国电增发A股的可能。此外发电集团也可整体上市，成为强势发电集团，这样注入国电系上市公司的优势资产就会减少，国电系上市公司的发展速度就也将变慢。虽然中国石化（H308）、中石油（H857）等公司上市使发电集团整体上市有先例可循，但电力集团资金流紧缺、资产缺乏利润支持、非经营性资产分离的难度较大。而将上市公司作为集团对外融资的旗舰，可为上市公司收购集团优势资产提供方便，发电集团成为投资控股公司，与所属上市公司形成双赢格局。
对于国电系中为数不多的水电上市公司来说,因为本次改革指导思想之一是将处于同一水电流域,但尚未进入水电流域公司的水电资产与水电流域公司重组进入同一个独立发电集团。这样该水电流域资产今后进入相关旗下水电上市公司几乎是必然的,这其中受益最明显的是桂冠电力(600236)。
竞价上网后,规模是衡量电力上市公司竞争力的重要标准。国电系中全国性大区域性大型发电公司如华能国际、国电电力将占领更多市场份额。那些原来资产规模相对较小，购并潜力较为突出的上市公司,例如,桂冠电力、漳泽电力等值得关注。长源电力、九龙电力更有可能做为壳资源公司,转向非发电业务。
3.2 辅业集团系：处于竞争劣势
电力辅业是指电力设计咨询、施工制造、设备物资供应和科研教育等。进入辅业集团主要上市公司包括京能热电、山东鲁能、申能股份、皖能电力、豫能控股、赣能股份等公司。这些公司被划拨进入辅业集团,其目的主要是为了补?quot;主辅分离"的改革成本。辅业集团主要以参股为主,对上市公司没有实际控制权,辅业集团内上市公司主要是地区内的发电企业，从规模上不能和未来的各发电集团比拼，处于竞争劣势。因此，辅业集团系上市公司或者选择和发电集团的内部整合被其收编；或者相邻地区间的资源整合，如上海和安徽、浙江等地区间的合作，形成区域竞争合力。关注申能股份、山东鲁能。
3.3 地方系 ：实力制约未来发展空间
所谓"地方系",是指地方政府投资的电力资产,地方电力上市公司主要包括广东、广西、四川、福建等地区的上市公司。地方系的总装机规模并不小，但资产散布在利益不同的各地方主体而无法形成合力，与国电系比起来自然无竞争优势可言。但在目前国电拆分的初期，电力市场的竞争还是以区域电网内竞争为主，鉴于大多地方性发电企业的大股东为地方政府居多，所以短期内地方独立发电企业不会受到较大的冲击。但未来将实现全国性电网互联，跨区域电力交换成本逐步降低，个别尤其是上网电价较高的广东地区的发电企业，必然会受到一定程度的冲击。
3.4 非国电系的国字号队伍：水电龙头股呼之欲出
隶属国家计委的国华电力、隶属国家开发投资公司的国投电力以及明年第一台三峡机组将投产并拟上市的长江电力等虽不属于国电公司系统，但一样身披国字号战袍，各自实力及未来发展前景不容小觑，不过，这三家旗下仅有上市公司国投电力（600886），尚处于主业转换过程中。以及通过"买壳上市"方式,从石化企业再造为电力企业的湖北兴化。
长江电力若实现上市，则将成为水电龙头股。三峡电站总装机容量为1820万千瓦，单机容量70万千瓦，共26台机组，分7年以每年4、4、4、2、4、4、4建设完成，共需收购资金千余亿。按照15%－20%资金通过股权融资获得，作为一个融资平台，长江电力将要在未来每年从股市募资30亿～40亿。而对于三峡总公司来说，一旦26台机组全部注入长江电力，将会获得资产变现收入1200多亿元，同时还将持有长江电力50%以上的权益。三峡总公司则将出售机组所获资金用于三峡第三阶段工程和滚动开发溪洛渡、向家坝等大型水电工程。而上述两个拟建工程，国家原则上不再拨付建设资金，将由三峡总公司自筹资金。长江电力将分两步走实现自身战略计划：第一阶段从2002年到2012年，总装机容量超过2000万千瓦，树立国内一流独立发电企业地位；第二阶段从2012年到2022年，总装机容量超过4000万千瓦，确立世界一流清洁电力公司地位。
四、电力上市公司的投资机会
电力行业正处在从自然垄断向有序竞争的改革过程中，整个行业的盈利水平将被压缩。在电改完成后，未来上网电价将呈现长期下降的趋势，各发电公司只有通过增加发电量、压缩成本来保持业绩的稳定和增长。改革的过程将是市场结构、公司规模、购并重组的变化过程,必将蕴含着相当的投资机会：
4.1 资产重组概念股
应多关注国电系中国电控股比例较高的上市公司，以及那些已做好准备、具备强大资金流和融资能力的上市公司。华能国际的母公司是亚洲最大的独立发电商，手中控制了大量的优质发电资产，目前华能集团仍拥有12000兆瓦的装机容量可供收购。华能国际未来发展策略是开发和收购并重，初步计划３年内动用170亿资金收购4200兆瓦发电资产，电力体制改革为华能国际提供了巨大的发展空间。为改变公司目前以燃煤为主较为单一的火力发电结构，华能国际计划在上海、南京各建一座1200兆瓦的燃气电厂，气源来自"西气东?。近来华能国际宣布出2.55亿元认购长江电力股份公司３%的股份。公司的负债率为33.98%（第三季报数据），每股经营现金流为 0.59元（中报数据）丰厚的现金流和较好的融资能力为公司以后不断接受集团的资产注入创造了条件。但由于其发电机器大多是进口，固定成本较高，在新的电价制度下将十分不利。因为新制度下，有关电厂的固定成本，会与区内其他电厂的拉一个平均数，原先享有较高电价的电厂，其电价将被调低。总体来说，公司通过规模扩张可以消除电价下调的不利影响，保持业绩稳定增长。
国电电力、桂冠电力、漳泽电力、华银电力被控股的比例较高，都在40%以上，因此都有可能获得集团一定规模的注入。由于桂冠和华银将被划入同一集团，因此它们之间存在着较强的竞争关系，结果则可能是两家只能获得较为平均的规模；漳泽电力、国电电力则由于高达64.89%和62.59%的负债率，而使投资价值大打折扣。
4.2 低电价概念股
在区域联网阶段，"竞价上网"只适用于同一联网区域，因此，只有处于同一区域电网内的发电企业才有可比性（见表）。在同一区域电网内，上网电价低的上市公司具有明显的价格优势，例如，内蒙华电目前的上网电价为0.18元／千瓦时，远低于华北电网的平均上网电价0.321元／千瓦时；反之，上网电价高的上市公司竞争力差，甚至面临被淘汰的命运。
一些发电成本低廉、上网电价较低的上市公司会在建立区域性（数个省范围）电量交易市场中受益，销售电量和销售电价都有可能提高，从而使公司经营业绩较大幅度提升。如漳泽电力（000767）2002年 12月20日公告称，所属河津电厂的上网电价（含税）从0．164元／千瓦时上调至0．225元／千瓦时，从2002年12月10日执行。河津电厂地处山西省运城地区，是山西省南部电网的电源支撑点。运城地区由于经济发展快，近两年用电量增长都在20%以上，预计今年河津电厂发电量可达40亿千瓦时以上，电价上调直接增加了公司的利润总额，预计公司今年每股收益可望达到0.37元。国电电力（600795）2002年12月20日公告，公司控股子公司国电宣威发电有限责任公司的上网电价上调为每千瓦时0.2726元（含税），自2002年12月1日抄见电量起执行。宣威发电负责宣威五期工程2×30万千瓦燃煤发电机组的投资、建设和经营管理，国电电力持有宣威发电41%的股权。按上网电价每千瓦时0.2726元和2002年计划电量23亿千瓦时计算，宣威发电2003年可增加收入约7700万元。
4.3 坑口电站股
坑口电站股是指公司处于富煤地区或附近有较大煤矿，不用绕道异地采购煤炭，或自己拥有煤矿以形成煤电联营模式；吨煤成本在同一个电网内具有竞争力；公司发电煤耗水平（即每度电消耗的标煤数量）低；目前上网电价（间接反映了相关公司成本状况及未来成本压缩潜力）在所属电网内具备竞争力。坑口电站类上市公司由于在成本压缩空间上具备比较优势，而具备长远投资价值。
南方电网内除贵州富煤外，其他地区基本不产煤。南方电网辖内尤其广东省内各火电上市公司未来指望通过压缩原料成本来弥补电价下调损失的空间几乎没有。华东并不算富煤地区，但两淮煤炭基地在全国仍排得上号。遗憾的是仅有皖能电力一家上市公司身处其中，而且其母公司实力有限。龙电股份（600726）地处我国主要产煤地区之一的东北，离鸡西矿物局、七台河矿物局都近在咫尺，而且公司拥有铁路专用线，目前仅0.21元的上网电价，综合竞争优势非常明显。缺憾在于，东北电网是我国少数几个电力富余的电网之一，这使龙电股份的坑口特色略有减色。华中是我国水力资源、煤炭资源都比较丰富的地区，其煤炭年产量也仅次于华北，但辖区内煤炭主要集中在西部，中部及东部则不仅很难享受到煤炭成本低廉的好处，反而须应对丰富水电电厂的挤压，华银电力、长源电力均存在这个问题。豫能股份位于富煤但缺乏水力资源的河南省，电厂紧靠焦作矿区，具有明显的燃料成本优势，算得上是华中电网上市公司中的坑口电站之一，其0.22元的上网电价也足以说明问题。装机仅20万千瓦的九龙电力目前使用当地煤炭，能将吨煤成本保持在较低水平，该公司面对的问题在于以后装机规模成倍扩大后如何解决大规模的煤炭来源及采购、运输成本。几大电网内最富煤地区为华北电网，其煤炭产量占全国几乎一半水平，相应辖内5家上市公司平均煤炭使用成本也远低于其他地区，体现在上网电价上就明显比其他电网平均水平为低，其中漳泽电力、内蒙华电上网电价在所有发电类上市公司中都属最低之列。从这个角度而言，该电网内的5家火电公司，包括漳泽电力、内蒙华电、鲁能泰山、通宝能源、西山煤电均可算坑口电站。但通宝能源属于山西地电，其母公司总装机仅200万千瓦，在通宝能源完成对120万千瓦装机的阳光电业收购后，母公司电力资产已经所剩无几，未来发展空间不大；鲁能泰山的投资价值则由于国电公司在其中的持股被划给辅业集团而大打折扣。漳泽电力目前使用煤炭仅有不到40%来自国有的潞安矿物局，其余全部来自竞相压价的地方小煤矿，这种状况恐难维持长久，使漳泽电力离正宗坑口电站要求仍有一定距离。另外，漳泽电力距离京津塘地区较远，并且不在北送电网的主力网架上，电力输送有一定瓶颈，除非加大向缺电的河北南网供电。综合分析，华北电网内相对正宗的坑口电站主要是两家，即内蒙华电与西山煤电。尽管西山煤电目前仍未发出一度电，属于一个完全的煤炭类上市公司，但公司与山西省电力公司合资兴建的全国最大中煤（洗煤副产品）发电项目---山西古交电厂已于2002年9月底正式开工。电厂位于太原西北年产原煤1650万吨的古交矿区，设计装机430万千瓦，分两期建设，一期230万千瓦燃中煤空冷发电机组，预计2005年4月首台机组发电，彼时该公司将成为第一家上规模的煤电联营的正宗坑口电站，原料成本优势是无可比拟的。而且，重组后的母公司---山西焦煤集团有望跃升为我国煤炭生产企业的龙头，公司的综合竞争优势显而易见。
综合比较，最正宗的坑口电站无疑是华北电网中实行煤电联营模式的西山煤电（000983），其次则是华北电网的内蒙华电（600863），第三梯队则是东北电网的龙电股份（600726）与华中电网的豫能控股（001896）。九龙电力与漳泽电力也具备坑口电站的基本素质，但各有瑕疵。从投资角度而言，以上公司无疑应是关注重点。
4.4 转型概念股
此次改革后，几大发电集团将会对小水、火电形成合围之势。短期来看，目前深沪两市中以水电自发自供为主、发供电一体化的上市公司如明星电力、岷江水电、乐山电力、桂东电力等还短期影响不大；而对于仅以发电为主的小水电公司如钱江水利、闽东电力、韶能股份等来说，由于它们将会明显受到区域外电量和大型发电公司的渗透竞争，因此影响较大。这类电力公司的出路可能有二:一是被兼并收购。中小地方电力上市公司所具有的"壳"资源,对急欲上市的企业具有一定的吸引力,这些企业通过购并实现"借壳"上市；二是业务转型,退出非优势的电力行业。较早的有粤华电转型为高科技公司,近期如乌江电力已整体转向市政环保业，广州控股在广州地区公路、信息领域求发展,深能源在深圳市燃气、垃圾处理等领域的拓展,申能股份在天然气管网建设领域的拓展等。
测算方法：上网电价用主营业务收入除以发电量；发电综合成本，用主营业务成本除以发电量，由于一些公司的主营业务收入中还包括非电业收入，测算结果可能存在一定误差。 数据来源2001年年报、2002年中报。
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