“十二五”的第一場電荒電荒來勢洶洶
　　在上一輪經濟上升周期時，中國也時常出現電荒。但那時電荒往往發(fā)生在用電高峰的夏季，而且主要是江浙滬等沿海經濟發(fā)達地區(qū)。而2011年的電荒發(fā)生早、來勢兇、范圍廣（見表1）。
　　從用電需求看：不具可持續(xù)性
　　2011年一季度的電能消費水平比往年有大幅提升，為電荒埋下了伏筆。用電量飆升的原因主要有兩個：
　　一是2010年的冬天特別冷。根據中國氣象局相關資料，2010年冬天（截至2011年2月底），全國大部地區(qū)氣溫正常偏冷。全國平均氣溫為-4.7℃，較常年同期 （-4.3℃）偏低0.4℃，是1987年以來的最低值。監(jiān)測顯示，除青海南部、西藏西部和中部、云南南部氣溫較常年同期偏高1℃至2℃外，全國其余大部地區(qū)氣溫接近常年或偏低，全國大部偏低1℃至2℃，局部偏低2℃至4℃。在冷冬影響下，一季度居民用電出現了較大幅度的增長，尤其在2011年2月，同比增幅達到25.0%的水平（見圖1）。
　　由冷冬導致的用電需求增加只是暫時性因素（此處沒有考慮導致冷冬出現的拉尼娜現象也很可能的引起特別炎熱的夏天，或許大幅提升今夏的電力需求），并不意味著居民電力消費模式發(fā)生重大改變，因此，2011年的居民用電需求不會在去年基礎上出現飛躍，也就難以成為電荒的主要原因。
　　二是2010年節(jié)能減排后高耗能企業(yè)反彈。2011年年初用電量猛增，除了上述原因之外，還有一個原因值得特別注意：高耗能企業(yè)快速反彈。此前因節(jié)能減排而停產的企業(yè)陸續(xù)恢復生產，導致用電量大幅增加（見圖2）。
　　當前發(fā)改委要求嚴格限制各種高耗能產業(yè)用電需求，強調要提高單位耗電的產出額。雖然這些行政性規(guī)定的效果還有待事實的驗證，但是由于經濟增長方式等外界的大環(huán)境沒有發(fā)生大的改變，這些反彈的因素將不會帶來持久性的沖擊。
　　如果把隨著經濟增長而增加電力消費當作正常的趨勢，居民用電和高能耗行業(yè)反彈不會成為疊加在這個趨勢之上的持久性因素，它們在2011年的電荒中只扮演配角。若要詳細分析電荒的成因，還需要看整個電荒故事的發(fā)展歷程。
　　中國式電荒——三個不同階段
　　從改革開放前初設備落后、投資不足導致的發(fā)電能力不足，到本世紀初抑制電力投資導致的計劃滯后缺電，再到最近幾年來電力供給機制不順導致的結構性電荒，缺電幾乎成為我國經濟發(fā)展中一道獨有的風景。
　　改革開放以來，發(fā)電量增速出現了幾個急劇下滑的時期，分別是20世紀80年代初期、1998年和2008年，這些時間點又與我國電荒的三個階段相對應（見圖3）。
　　計劃經濟時代：投資不足導致電荒
　　我國在計劃經濟時代，采用“獨家辦電”模式，供給與投資長期滯后于社會用電需求，居民用電經常遭遇停電是一代人的共同記憶。在此模式下，固定資產投資嚴重不足，水電資源利用率低于10%，全國20萬千瓦火電機組屈指可數。統(tǒng)計數據顯示：1978年底全國電力裝機只有 5712萬千瓦，全年發(fā)電量只有2565億千瓦小時，全國缺電力裝機1000多萬千瓦，缺電量400億千瓦時以上。缺口大概在1/5左右。
　　1984年，出現了“電力集資”的解決方案：水電部與地方政府合資建設電廠，區(qū)域達13個省（市、自治區(qū)），地方投資額達16億元。1985年國務院國務院正式批轉了國家經委等部門《關于鼓勵集資辦電和實行多種電價的暫行規(guī)定》的通知。在“集資辦電”中發(fā)揮重大作用的是電力建設基金。在華東四省市試點并取得顯著成效的基礎上，1987年12月，國務院發(fā)出通知，批轉國家計委關于征收電力建設基金暫行規(guī)定。從1988年1月1日起，企業(yè)用電每千瓦時用電加收2分錢，作為地方電力建設的專項資金，專款專用。“集資辦電”通過打破電力壟斷，發(fā)揮地方與多元投資者積極性，基本解決了電力固定資產投資融資的問題，全國性電荒現象得到緩解。
　　1997～2004年：投資受抑制導致電荒
　　投資主體多元化在解決電力設備投資資金問題的同時，也不可避免地帶來投資過熱的問題。截至1997年底，全國已連續(xù)十年保持每年新增1000萬小時發(fā)電機組的增長趨勢，年均增速10%，發(fā)電機總容量達2.5億千瓦時，年發(fā)電量1.1 萬千瓦時。電力部宣布全國性的嚴重缺電局面宣告結束。
　　1998年亞洲金融危機、國內經濟緊縮等原因導致電力生產過剩。政府部門取消一系列限制用電的規(guī)定，同時還嚴格限制火力發(fā)電投資。我國對電力項目投資的審批制度為了防止未來出現的新的生產過剩，“防止市場大起大落”，起到了很大的抑制設備投資的作用。國家還關停了近1000萬千瓦火力機組，同時隨著經濟快速發(fā)展，社會的用電現象出現快速回升。到2002年，電力設備投資不足的瓶頸問題凸顯，進而導致2004年出現了嚴重的全國性電荒。
　　從圖4可以看出，1998年到2002年期間，在中國經濟從短缺走向過剩的宏觀背景下，發(fā)電設備生產一直處于較低水平（同時發(fā)電機及電動機進出口量沒有出現顯著的起伏），直到2003年新一輪投資上升周期，電荒重現之后，電力設備的投資才再次進入快速增長的道路。
　　2005年至今：價格機制失調導致電荒
　　2004年之后，政策性壓制電力設備投資的時期已經過去，因此類似于20世紀80年代和2004年的全國性電荒沒有再現。但電荒危機實際上并沒有得到系統(tǒng)性解決。究其根本，還在于“市場煤與計劃電”的定價機制問題。
　　我國火力發(fā)電量占總發(fā)電量的80%強?；鹆Πl(fā)電設備的投資和煤炭的供給直接影響電力供給。合同電煤定價采用協商的方式，煤、電企業(yè)討價還價約定未來的煤炭價格，合同之外的電煤完全按照市場方式定價。因此，煤炭價格上漲，同時用電需求增加時，額外增加的電力需求的邊際電煤成本也水漲船高。發(fā)電企業(yè)沒有動力多發(fā)電，此時的電荒最嚴重。不過，每年電荒來臨，在限電的同時，發(fā)改委也會盡力放松銷售電價，同時管制電煤價格，與煤企約談確保電煤供應，從而一定程度上緩解電荒的問題。
　　電煤上漲給火電企業(yè)的盈利與生存帶來了極大的壓力。從圖5可以看到，在2007年7月到2008年8月，電煤價格上漲了三倍，而上網電價只上漲了15%。這一價格失調將火電企業(yè)的虧損率從38.2%推高至78.7%。
　　因此，2008年，中國又出現了一次比較嚴重的電荒，并且此后數年電煤價格維持高位，火電企業(yè)盈利情況則處于低谷，火電設備投資意愿大幅降低（見表2）。
　　當前電荒的根源與解決之道
　　供電體制問題
　　近年來，核準的新電源集中于西北部，作為西電東送和北電南送通道的特高壓進展緩慢，與此同時，在用電負荷集中的東部，停批火電項目，此外，清潔能源投資比例雖大幅上升卻短期內仍不能有效滿足供應。
　　“市場煤”與“計劃電”的矛盾從本世紀初一直延續(xù)下來，當前的形勢更加嚴峻。
　　煤、電矛盾導致的直接影響是火電企業(yè)虧損率走高，更多企業(yè)選擇“停工檢修”以減少虧損，使火電發(fā)電小時數難以上升。
　　據報道，目前湖南全省擁有1417萬千瓦的統(tǒng)調火電機組，但目前可供出力的僅有700萬千瓦的機組，超過一半的火電機組宣布停工檢修。而河南超過5000萬千瓦的火電機組中，現有1200多萬千瓦的機組處于檢修狀態(tài)。所占比例也超過了20%。
　　為此，申萬研究考察了2011年一季度各省份火電利用小時數的數據，發(fā)現確實有一批正在鬧電荒的省份火電利用小時數不升反降（見表3）。
　　其間接影響就是火電投資的積極性減退，投資額下降（見圖6）。
　　依據申萬電力研究員的分析，未來電荒嚴重，煤、電矛盾激化時，電價上調的可能性比較大，但是電價上調后，煤價也隨之水漲船高，這種在原有制度不變的框架下作的微調只能治標不治本。
　　此外，特高壓等電網投資建設滯后和核電項目的叫停，使得目前的輸送能力難以滿足東部沿海地區(qū)在用電高峰期的需求。一些已經規(guī)劃的項目在審批上跟不上市場變化的形勢。例如浙江省在2010年國家有關部門上報了皖電東送交流工程的核準申請，目前電力部門的線路工程項目部標準化建設已全部完成，但是核準批復仍遲遲沒有下達。
　　危機出路：價格改革、電網投資與核電
　　解決當前電荒問題的關鍵還在于改革整個煤、電運營體制，處理好煤電矛盾問題。當然這涉及到要素價格改革，即使不考慮改革的阻力，當前同比5.3%的CPI也沒有為要素價格改革預留出足夠的空間。所以，短期內可能采用暫時性的措施雙管齊下：一方面行政手段要求煤炭企業(yè)增加電煤供給，另一方面也要上調部分地區(qū)電價。這些地區(qū)一般都符合如下的特征：電力缺口較大、火電企業(yè)虧損較嚴重，但同時火電設備利用小時數尚有提高空間。
　　此外，電網作為地區(qū)性壟斷的企業(yè)，其主動投資跨區(qū)域輸電線路的動力不足，當前西電東輸的特高壓設備投資滯后。要解決高峰期東南沿海地區(qū)的用電需求，僅僅靠加大發(fā)電設備投資是不夠的，還需要理順電力輸送體制，加大電網建設。
　　由于自然資源的約束，我國繼續(xù)維持曾經的高能耗、高排放的增長方法已經不合時宜，在“十二五”期間，要避免電荒發(fā)生，僅僅從增大供給的方面努力遠遠不夠。需要在需求端提高能源利用效率，通過節(jié)能減排，發(fā)展新能源如核電，減少火電等化石能源發(fā)電量占總發(fā)電量的比例。
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