“电荒”年年有，今年热眼球。

　　改革开放30余年，由于供需不平衡而出现拉路限电的年份超过一半。2011上半年，“电荒”再度成为热词，并带出诸多新意令人玩味。

　　一、与以往历次“电荒”相比，本次“电荒”出现3个新的特征：

　　1、提前爆发，影响有限。与03—05年那轮波及全国至少25省的“电荒”相比，如表所示，本次“电荒”主要集中于华东、华中、南方区域，出现显著电力缺口的省份只有10个左右，连带电力供需吃紧的省份也不足15个。与往年“电荒”集中于夏、冬负荷高峰期间不同，本次“电荒”从1月份即迅猛登场，连传统上用电需求淡季的3、4月份也未见缓解——而这个时段，恰好也是发电机组检修、煤矿过年放假的时间。

　　2、热点转移，应对不易。以往的“电荒”多以东南沿海经济发达地区最为严重，本次“电荒”名单中虽然依然有江苏、广东等传统的重灾区，但如表所示，最引人注目的则是湖南、江西、重庆等中部经济欠发达省份，甚至安徽等传统的电能输出地区也开始供应趋紧。此中虽有来水偏枯等偶然性，但产业转移是内在的决定因素。而这些地方一次能源资源、电源布局以及电网路网等方面的基础条件，显然还难以适应“电荒”的突袭。

　　3、人为短缺，新型挑战。发电设备利用小时数是发电装机供应能力的主要指标，如图所示，发电设备利用小时如果超过5000小时往往伴随“电荒”的出现，以前历次“电荒”莫不如此。而2008年至今，中国发电设备利用小时数始终在4500—4700之间的低位徘徊，说明发电装机始终是比较充裕的，在这种情况下依然出现“电荒”，说明不是供应能力而是人为的体制机制问题，这是与以往“电荒”完全不同的新课题与新挑战。

　　二、本次“电荒”，反映出中国经济社会3个深层次的矛盾：

　　1、价格体系积弊深重。本次“电荒”最主要的原因，煤炭价格国际化市场化与电力价格被人为压制并存，这反映了中国资源价格体系的痼疾。改革开放30余年，中国煤炭行业市场化国际化程度越来越高，电煤价格从上世纪80年代的20-30元、90年代的100元左右、新世纪初的200-300元一直涨到目前的800元以上。而如图所示，中国电价调整长期滞后于煤炭、石油等一次能源，目前工业电价、民用电价分别只有国际水平的70%与40%左右。电价管制是国际通行的监管措施，但人为压低电价则是中国宏观领域一种独有的潜规则，是中国“电荒”长期难治与高耗能产业长盛不衰的共同原因。

　　2、资源配置无系统性。本次“电荒”一个隐性特点，总体上装机闲置的“软缺电”与局部地区装机短缺的“硬缺电”并存。无论是前述“电荒”显著的10省市，还是东北、内蒙等电力富裕地区，引起“软缺电”的价格矛盾是普遍的，但江苏省2010年发电小时数已高达5573，随着经济快速增长而“硬缺电”问题突出。但与此同时，江苏另有700多万千瓦“违规机组”一直产能闲置，长三角地区因环境容量设限停止上马新火电厂，而内蒙电力外送通道已核准的超高压输电项目被拖延搁置……即使不提“计划”与“市场”对配置资源的优劣，从规划到执行，中国现有资源配置体制显然严重缺乏系统性。

　　3、能源安全远期堪优。本次“电荒”具有强烈的预警意味，近期的机组闲置与远期的“硬缺电”威胁并存，这也是中国能源安全态势的一个写照。由于资源价格体系扭曲，中国电力企业投资收益长期低下，缺乏持续经营能力；人为滞后不遵守游戏规则的“煤电联动”，更是严重干扰了电力企业的正常经营秩序与长期资本规划。“十一五”期间，中国火力发电年度投资额已从2269亿元大幅下降到1311亿元，火电在电源年度新增投资中的比重已从70%大幅下降到35%，不仅电源结构的支撑性调节性下降，而且电力供应的可持续能力堪忧。另外09年以来，电网投资也开始出现下滑，后劲不足。总之，电力企业投资意愿下降，预示着“电荒”依然将是一场持久战，而且将向成品油等相关市场领域蔓延。

　　三、解盘2011上半年“电荒”新局，需要正确看待3个观念性的问题：

　　1、单产电耗正常提高。本次“电荒”的主要矛盾在供给侧，而非需求侧。将“单位产值能耗”列入国民经济与社会发展的约束性指标，是节能减排调整结构转变发展方式的重要举措，但“单位产值电耗”不能混为一谈。随着中国工业化、城镇化发展，煤炭等一次能源将从低效率高污染的分散直燃，转变为发电厂集约化生产；而为了实现清洁低碳发展，风能、太阳能、核能等绝大多数非化石能源也都需要转化为电力来供人使用。因此中国单产电耗的走势必高于能耗，这本身也是一种能源使用方式的结构调整与优化，对此指标贸然设限是有百害而无一利的。至于直接将“用电量”作为行政指标，则更加是荒谬无稽贻害子孙的。

　　2、高耗能行业正常波动。将本次“电荒”的主要原因，归结为所谓高耗能行业用电“报复性反弹”是不成立的。如表所示，中国4大高耗能行业用电占比长期在30%—34.5%之间波动，进而通过库存影响宏观经济的短周期变动。这种波动，更多是受价格、需求预期等市场因素影响，地方产业政策的影响是有限的——去年5、6月份相关产品价格的下降才是7、8月份用电下滑的真正原因，一些地方出台的压制政策也未能阻止其后用电占比的回升(效果仅仅体现在12月份这一个月)。更进一步说，高耗能产品库存波动作为一种正常的经济现象，如果良加利用，还可成为一种缓和“电荒”的储能方式。

　　3、需求走势日趋正常。虽然1—5月全社会用电同比增速总体下降，但如图所示，同期月度用电定基曲线与历史标准曲线高度吻合，已经彻底摆脱08年国际经济危机的影响(同比增速的下降，仅仅是10年基数较高的反映)。虽然受到本次“电荒”的一定影响，但从用电需求看宏观经济走势，总体上依然处于正常区间。从周期性因素说，目前可能处于一个积累库存的阶段，但尚未有所谓“去库存”的显著特征。如果没有产成品库存、市场价格等其他信息配合，单从用电需求走势是无法推导出宏观经济的下行趋势的。

　　四、展望全年电力供需形势，值得关注的3个侧面：

　　1、电力增加，电量平稳，需求不会大起大落。随着抑制通胀各项政策的进一步落实，中国经济总体上热度下降，用电需求的增长也受到大势所限；随着节能减排政策的延续特别是高耗能产品自身的库存积累，带动用电增长的主动力不足，综合各调度机构的预测，预计全年用电增速与上年基本持平(11%左右)且总体走势平稳，出现大起大落的可能性很低。另外随着生活水平提高(空调负荷大幅增长)，今年夏季电力尖峰负荷将进一步增长，目前预计全国日最高负荷同比增长14%，而最终实际增幅则决定于当日的气温与湿度。

　　2、来水补充，来煤存疑，供给仍有不确定性。随着机组检修季节结束，以及部分省市调整上网电价，可望释放一部分火电机组能力，但也存在煤价追涨侵夺利润的现实威胁。今年底中国发电装机将突破10亿千瓦，但预计发电小时数仅比上年微增，只要价格问题不解决，火电机组发电能力就不可能充分发挥。随着一些省区旱情的缓解，水电的发电能力将显著恢复，但今年来水情况依然总体偏枯，特别是南方区域贵州等省。另外江苏、浙江、广东、重庆等省本地装机不足，电网输送通道有限，市场交易机制不健全，省外区外来电存在较大的不确定性。

　　3、短期应付，长期无解，警惕电荒成中国癌。下半年中国“电荒”发展的趋势，如上表所示，一是从华东、华中、南方3个区域扩展到华北地区；二是电力尖峰负荷缺口从2000万左右扩大到3000—4000万千瓦。预计显著缺电省份依然不超过一半，负荷缺口不超过装机总量的5%，通过有序用电措施累计调整电量占全社会用电的1%以内，虽比上半年有所加剧，依然仅仅属于“局部性、时段性”的温和缺电。但如果换一个角度，对于那些身处“局部”或适逢“时段”的企业或居民而言，“供应能力总体充裕”“供需总体平衡”又有什么实质意义？自上一轮装机短缺型“电荒”结束，仅仅三年之后的2008奥运之年，这种机组小时数低迷而局部性时段性温和缺电的新型“电荒”就已经开始了。如果满足于短期应付，而不下定决心努力解决资源价格的深层次问题，这种新型“电荒”可能成为长期困扰中国经济社会发展的问题，一种反复重复发作的社会癌症——是选择适应“昂贵而充裕”，还是继续忍受“廉价而短缺”，中国的能源安全机制需要做出抉择。