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“十二五”的第一场电荒电荒来势汹汹
在上一轮经济上升周期时，中国也时常出现电荒。但那时电荒往往发生在用电高峰的夏季，而且主要是江浙沪等沿海经济发达地区。而2011年的电荒发生早、来势凶、范围广（见表1）。
从用电需求看：不具可持续性
2011年一季度的电能消费水平比往年有大幅提升，为电荒埋下了伏笔。用电量飙升的原因主要有两个：
一是2010年的冬天特别冷。根据中国气象局相关资料，2010年冬天（截至2011年2月底），全国大部地区气温正常偏冷。全国平均气温为-4.7℃，较常年同期 （-4.3℃）偏低0.4℃，是1987年以来的最低值。监测显示，除青海南部、西藏西部和中部、云南南部气温较常年同期偏高1℃至2℃外，全国其余大部地区气温接近常年或偏低，全国大部偏低1℃至2℃，局部偏低2℃至4℃。在冷冬影响下，一季度居民用电出现了较大幅度的增长，尤其在2011年2月，同比增幅达到25.0%的水平（见图1）。
由冷冬导致的用电需求增加只是暂时性因素（此处没有考虑导致冷冬出现的拉尼娜现象也很可能的引起特别炎热的夏天，或许大幅提升今夏的电力需求），并不意味着居民电力消费模式发生重大改变，因此，2011年的居民用电需求不会在去年基础上出现飞跃，也就难以成为电荒的主要原因。
二是2010年节能减排后高耗能企业反弹。2011年年初用电量猛增，除了上述原因之外，还有一个原因值得特别注意：高耗能企业快速反弹。此前因节能减排而停产的企业陆续恢复生产，导致用电量大幅增加（见图2）。
当前发改委要求严格限制各种高耗能产业用电需求，强调要提高单位耗电的产出额。虽然这些行政性规定的效果还有待事实的验证，但是由于经济增长方式等外界的大环境没有发生大的改变，这些反弹的因素将不会带来持久性的冲击。
如果把随着经济增长而增加电力消费当作正常的趋势，居民用电和高能耗行业反弹不会成为叠加在这个趋势之上的持久性因素，它们在2011年的电荒中只扮演配角。若要详细分析电荒的成因，还需要看整个电荒故事的发展历程。
中国式电荒——三个不同阶段
从改革开放前初设备落后、投资不足导致的发电能力不足，到本世纪初抑制电力投资导致的计划滞后缺电，再到最近几年来电力供给机制不顺导致的结构性电荒，缺电几乎成为我国经济发展中一道独有的风景。
改革开放以来，发电量增速出现了几个急剧下滑的时期，分别是20世纪80年代初期、1998年和2008年，这些时间点又与我国电荒的三个阶段相对应（见图3）。
计划经济时代：投资不足导致电荒
我国在计划经济时代，采用“独家办电”模式，供给与投资长期滞后于社会用电需求，居民用电经常遭遇停电是一代人的共同记忆。在此模式下，固定资产投资严重不足，水电资源利用率低于10%，全国20万千瓦火电机组屈指可数。统计数据显示：1978年底全国电力装机只有 5712万千瓦，全年发电量只有2565亿千瓦小时，全国缺电力装机1000多万千瓦，缺电量400亿千瓦时以上。缺口大概在1/5左右。
1984年，出现了“电力集资”的解决方案：水电部与地方政府合资建设电厂，区域达13个省（市、自治区），地方投资额达16亿元。1985年国务院国务院正式批转了国家经委等部门《关于鼓励集资办电和实行多种电价的暂行规定》的通知。在“集资办电”中发挥重大作用的是电力建设基金。在华东四省市试点并取得显著成效的基础上，1987年12月，国务院发出通知，批转国家计委关于征收电力建设基金暂行规定。从1988年1月1日起，企业用电每千瓦时用电加收2分钱，作为地方电力建设的专项资金，专款专用。“集资办电”通过打破电力垄断，发挥地方与多元投资者积极性，基本解决了电力固定资产投资融资的问题，全国性电荒现象得到缓解。
1997～2004年：投资受抑制导致电荒
投资主体多元化在解决电力设备投资资金问题的同时，也不可避免地带来投资过热的问题。截至1997年底，全国已连续十年保持每年新增1000万小时发电机组的增长趋势，年均增速10%，发电机总容量达2.5亿千瓦时，年发电量1.1 万千瓦时。电力部宣布全国性的严重缺电局面宣告结束。
1998年亚洲金融危机、国内经济紧缩等原因导致电力生产过剩。政府部门取消一系列限制用电的规定，同时还严格限制火力发电投资。我国对电力项目投资的审批制度为了防止未来出现的新的生产过剩，“防止市场大起大落”，起到了很大的抑制设备投资的作用。国家还关停了近1000万千瓦火力机组，同时随着经济快速发展，社会的用电现象出现快速回升。到2002年，电力设备投资不足的瓶颈问题凸显，进而导致2004年出现了严重的全国性电荒。
从图4可以看出，1998年到2002年期间，在中国经济从短缺走向过剩的宏观背景下，发电设备生产一直处于较低水平（同时发电机及电动机进出口量没有出现显著的起伏），直到2003年新一轮投资上升周期，电荒重现之后，电力设备的投资才再次进入快速增长的道路。
2005年至今：价格机制失调导致电荒
2004年之后，政策性压制电力设备投资的时期已经过去，因此类似于20世纪80年代和2004年的全国性电荒没有再现。但电荒危机实际上并没有得到系统性解决。究其根本，还在于“市场煤与计划电”的定价机制问题。
我国火力发电量占总发电量的80%强。火力发电设备的投资和煤炭的供给直接影响电力供给。合同电煤定价采用协商的方式，煤、电企业讨价还价约定未来的煤炭价格，合同之外的电煤完全按照市场方式定价。因此，煤炭价格上涨，同时用电需求增加时，额外增加的电力需求的边际电煤成本也水涨船高。发电企业没有动力多发电，此时的电荒最严重。不过，每年电荒来临，在限电的同时，发改委也会尽力放松销售电价，同时管制电煤价格，与煤企约谈确保电煤供应，从而一定程度上缓解电荒的问题。
电煤上涨给火电企业的盈利与生存带来了极大的压力。从图5可以看到，在2007年7月到2008年8月，电煤价格上涨了三倍，而上网电价只上涨了15%。这一价格失调将火电企业的亏损率从38.2%推高至78.7%。
因此，2008年，中国又出现了一次比较严重的电荒，并且此后数年电煤价格维持高位，火电企业盈利情况则处于低谷，火电设备投资意愿大幅降低（见表2）。
当前电荒的根源与解决之道
供电体制问题
近年来，核准的新电源集中于西北部，作为西电东送和北电南送通道的特高压进展缓慢，与此同时，在用电负荷集中的东部，停批火电项目，此外，清洁能源投资比例虽大幅上升却短期内仍不能有效满足供应。
“市场煤”与“计划电”的矛盾从本世纪初一直延续下来，当前的形势更加严峻。
煤、电矛盾导致的直接影响是火电企业亏损率走高，更多企业选择“停工检修”以减少亏损，使火电发电小时数难以上升。
据报道，目前湖南全省拥有1417万千瓦的统调火电机组，但目前可供出力的仅有700万千瓦的机组，超过一半的火电机组宣布停工检修。而河南超过5000万千瓦的火电机组中，现有1200多万千瓦的机组处于检修状态。所占比例也超过了20%。
为此，申万研究考察了2011年一季度各省份火电利用小时数的数据，发现确实有一批正在闹电荒的省份火电利用小时数不升反降（见表3）。
其间接影响就是火电投资的积极性减退，投资额下降（见图6）。
依据申万电力研究员的分析，未来电荒严重，煤、电矛盾激化时，电价上调的可能性比较大，但是电价上调后，煤价也随之水涨船高，这种在原有制度不变的框架下作的微调只能治标不治本。
此外，特高压等电网投资建设滞后和核电项目的叫停，使得目前的输送能力难以满足东部沿海地区在用电高峰期的需求。一些已经规划的项目在审批上跟不上市场变化的形势。例如浙江省在2010年国家有关部门上报了皖电东送交流工程的核准申请，目前电力部门的线路工程项目部标准化建设已全部完成，但是核准批复仍迟迟没有下达。
危机出路：价格改革、电网投资与核电
解决当前电荒问题的关键还在于改革整个煤、电运营体制，处理好煤电矛盾问题。当然这涉及到要素价格改革，即使不考虑改革的阻力，当前同比5.3%的CPI也没有为要素价格改革预留出足够的空间。所以，短期内可能采用暂时性的措施双管齐下：一方面行政手段要求煤炭企业增加电煤供给，另一方面也要上调部分地区电价。这些地区一般都符合如下的特征：电力缺口较大、火电企业亏损较严重，但同时火电设备利用小时数尚有提高空间。
此外，电网作为地区性垄断的企业，其主动投资跨区域输电线路的动力不足，当前西电东输的特高压设备投资滞后。要解决高峰期东南沿海地区的用电需求，仅仅靠加大发电设备投资是不够的，还需要理顺电力输送体制，加大电网建设。
由于自然资源的约束，我国继续维持曾经的高能耗、高排放的增长方法已经不合时宜，在“十二五”期间，要避免电荒发生，仅仅从增大供给的方面努力远远不够。需要在需求端提高能源利用效率，通过节能减排，发展新能源如核电，减少火电等化石能源发电量占总发电量的比例。
（作者单位：上海申银万国证券研究所）
在上一轮经济上升周期时，中国也时常出现电荒。但那时电荒往往发生在用电高峰的夏季，而且主要是江浙沪等沿海经济发达地区。而2011年的电荒发生早、来势凶、范围广（见表1）。
从用电需求看：不具可持续性
2011年一季度的电能消费水平比往年有大幅提升，为电荒埋下了伏笔。用电量飙升的原因主要有两个：
一是2010年的冬天特别冷。根据中国气象局相关资料，2010年冬天（截至2011年2月底），全国大部地区气温正常偏冷。全国平均气温为-4.7℃，较常年同期 （-4.3℃）偏低0.4℃，是1987年以来的最低值。监测显示，除青海南部、西藏西部和中部、云南南部气温较常年同期偏高1℃至2℃外，全国其余大部地区气温接近常年或偏低，全国大部偏低1℃至2℃，局部偏低2℃至4℃。在冷冬影响下，一季度居民用电出现了较大幅度的增长，尤其在2011年2月，同比增幅达到25.0%的水平（见图1）。
由冷冬导致的用电需求增加只是暂时性因素（此处没有考虑导致冷冬出现的拉尼娜现象也很可能的引起特别炎热的夏天，或许大幅提升今夏的电力需求），并不意味着居民电力消费模式发生重大改变，因此，2011年的居民用电需求不会在去年基础上出现飞跃，也就难以成为电荒的主要原因。
二是2010年节能减排后高耗能企业反弹。2011年年初用电量猛增，除了上述原因之外，还有一个原因值得特别注意：高耗能企业快速反弹。此前因节能减排而停产的企业陆续恢复生产，导致用电量大幅增加（见图2）。
当前发改委要求严格限制各种高耗能产业用电需求，强调要提高单位耗电的产出额。虽然这些行政性规定的效果还有待事实的验证，但是由于经济增长方式等外界的大环境没有发生大的改变，这些反弹的因素将不会带来持久性的冲击。
如果把随着经济增长而增加电力消费当作正常的趋势，居民用电和高能耗行业反弹不会成为叠加在这个趋势之上的持久性因素，它们在2011年的电荒中只扮演配角。若要详细分析电荒的成因，还需要看整个电荒故事的发展历程。
中国式电荒——三个不同阶段
从改革开放前初设备落后、投资不足导致的发电能力不足，到本世纪初抑制电力投资导致的计划滞后缺电，再到最近几年来电力供给机制不顺导致的结构性电荒，缺电几乎成为我国经济发展中一道独有的风景。
改革开放以来，发电量增速出现了几个急剧下滑的时期，分别是20世纪80年代初期、1998年和2008年，这些时间点又与我国电荒的三个阶段相对应（见图3）。
计划经济时代：投资不足导致电荒
我国在计划经济时代，采用“独家办电”模式，供给与投资长期滞后于社会用电需求，居民用电经常遭遇停电是一代人的共同记忆。在此模式下，固定资产投资严重不足，水电资源利用率低于10%，全国20万千瓦火电机组屈指可数。统计数据显示：1978年底全国电力装机只有 5712万千瓦，全年发电量只有2565亿千瓦小时，全国缺电力装机1000多万千瓦，缺电量400亿千瓦时以上。缺口大概在1/5左右。
1984年，出现了“电力集资”的解决方案：水电部与地方政府合资建设电厂，区域达13个省（市、自治区），地方投资额达16亿元。1985年国务院国务院正式批转了国家经委等部门《关于鼓励集资办电和实行多种电价的暂行规定》的通知。在“集资办电”中发挥重大作用的是电力建设基金。在华东四省市试点并取得显著成效的基础上，1987年12月，国务院发出通知，批转国家计委关于征收电力建设基金暂行规定。从1988年1月1日起，企业用电每千瓦时用电加收2分钱，作为地方电力建设的专项资金，专款专用。“集资办电”通过打破电力垄断，发挥地方与多元投资者积极性，基本解决了电力固定资产投资融资的问题，全国性电荒现象得到缓解。
1997～2004年：投资受抑制导致电荒
投资主体多元化在解决电力设备投资资金问题的同时，也不可避免地带来投资过热的问题。截至1997年底，全国已连续十年保持每年新增1000万小时发电机组的增长趋势，年均增速10%，发电机总容量达2.5亿千瓦时，年发电量1.1 万千瓦时。电力部宣布全国性的严重缺电局面宣告结束。
1998年亚洲金融危机、国内经济紧缩等原因导致电力生产过剩。政府部门取消一系列限制用电的规定，同时还严格限制火力发电投资。我国对电力项目投资的审批制度为了防止未来出现的新的生产过剩，“防止市场大起大落”，起到了很大的抑制设备投资的作用。国家还关停了近1000万千瓦火力机组，同时随着经济快速发展，社会的用电现象出现快速回升。到2002年，电力设备投资不足的瓶颈问题凸显，进而导致2004年出现了严重的全国性电荒。
从图4可以看出，1998年到2002年期间，在中国经济从短缺走向过剩的宏观背景下，发电设备生产一直处于较低水平（同时发电机及电动机进出口量没有出现显著的起伏），直到2003年新一轮投资上升周期，电荒重现之后，电力设备的投资才再次进入快速增长的道路。
2005年至今：价格机制失调导致电荒
2004年之后，政策性压制电力设备投资的时期已经过去，因此类似于20世纪80年代和2004年的全国性电荒没有再现。但电荒危机实际上并没有得到系统性解决。究其根本，还在于“市场煤与计划电”的定价机制问题。
我国火力发电量占总发电量的80%强。火力发电设备的投资和煤炭的供给直接影响电力供给。合同电煤定价采用协商的方式，煤、电企业讨价还价约定未来的煤炭价格，合同之外的电煤完全按照市场方式定价。因此，煤炭价格上涨，同时用电需求增加时，额外增加的电力需求的边际电煤成本也水涨船高。发电企业没有动力多发电，此时的电荒最严重。不过，每年电荒来临，在限电的同时，发改委也会尽力放松销售电价，同时管制电煤价格，与煤企约谈确保电煤供应，从而一定程度上缓解电荒的问题。
电煤上涨给火电企业的盈利与生存带来了极大的压力。从图5可以看到，在2007年7月到2008年8月，电煤价格上涨了三倍，而上网电价只上涨了15%。这一价格失调将火电企业的亏损率从38.2%推高至78.7%。
因此，2008年，中国又出现了一次比较严重的电荒，并且此后数年电煤价格维持高位，火电企业盈利情况则处于低谷，火电设备投资意愿大幅降低（见表2）。
当前电荒的根源与解决之道
供电体制问题
近年来，核准的新电源集中于西北部，作为西电东送和北电南送通道的特高压进展缓慢，与此同时，在用电负荷集中的东部，停批火电项目，此外，清洁能源投资比例虽大幅上升却短期内仍不能有效满足供应。
“市场煤”与“计划电”的矛盾从本世纪初一直延续下来，当前的形势更加严峻。
煤、电矛盾导致的直接影响是火电企业亏损率走高，更多企业选择“停工检修”以减少亏损，使火电发电小时数难以上升。
据报道，目前湖南全省拥有1417万千瓦的统调火电机组，但目前可供出力的仅有700万千瓦的机组，超过一半的火电机组宣布停工检修。而河南超过5000万千瓦的火电机组中，现有1200多万千瓦的机组处于检修状态。所占比例也超过了20%。
为此，申万研究考察了2011年一季度各省份火电利用小时数的数据，发现确实有一批正在闹电荒的省份火电利用小时数不升反降（见表3）。
其间接影响就是火电投资的积极性减退，投资额下降（见图6）。
依据申万电力研究员的分析，未来电荒严重，煤、电矛盾激化时，电价上调的可能性比较大，但是电价上调后，煤价也随之水涨船高，这种在原有制度不变的框架下作的微调只能治标不治本。
此外，特高压等电网投资建设滞后和核电项目的叫停，使得目前的输送能力难以满足东部沿海地区在用电高峰期的需求。一些已经规划的项目在审批上跟不上市场变化的形势。例如浙江省在2010年国家有关部门上报了皖电东送交流工程的核准申请，目前电力部门的线路工程项目部标准化建设已全部完成，但是核准批复仍迟迟没有下达。
危机出路：价格改革、电网投资与核电
解决当前电荒问题的关键还在于改革整个煤、电运营体制，处理好煤电矛盾问题。当然这涉及到要素价格改革，即使不考虑改革的阻力，当前同比5.3%的CPI也没有为要素价格改革预留出足够的空间。所以，短期内可能采用暂时性的措施双管齐下：一方面行政手段要求煤炭企业增加电煤供给，另一方面也要上调部分地区电价。这些地区一般都符合如下的特征：电力缺口较大、火电企业亏损较严重，但同时火电设备利用小时数尚有提高空间。
此外，电网作为地区性垄断的企业，其主动投资跨区域输电线路的动力不足，当前西电东输的特高压设备投资滞后。要解决高峰期东南沿海地区的用电需求，仅仅靠加大发电设备投资是不够的，还需要理顺电力输送体制，加大电网建设。
由于自然资源的约束，我国继续维持曾经的高能耗、高排放的增长方法已经不合时宜，在“十二五”期间，要避免电荒发生，仅仅从增大供给的方面努力远远不够。需要在需求端提高能源利用效率，通过节能减排，发展新能源如核电，减少火电等化石能源发电量占总发电量的比例。
（作者单位：上海申银万国证券研究所）