汪涛
过去10年间中国出现过几次电荒，通常都发生在经济强劲增长之后。2004年煤炭运输能力和发电能力没 有跟上重工业强劲增长所带来的电力需求增长；2008年，旺盛的能源需求推动煤价猛涨，而政府对合同煤价格的控制造成了其供应减少，迫使火电企业到市场购 煤。然而，电价的管制又意味着火电企业无法转嫁不断上升的煤炭成本，致使其降低发电量以减少损失。
这一次又是怎么回事呢？
电价管制和煤价干预又一次带来了问题
2009 年末以来煤炭价格不断上涨，现已接近2008年夏秋的高点。而与此同时，目前的电价比2008年高出10%左右。出于对通胀的担心，今年政府再次试图压低 电煤合同价，并延缓了电价的调整。一方面，这样的价格干预措施毫无疑问再次造成了煤炭企业对合同的履约率下降；另一方面，电厂在亏损情况下继续发电的动力 也随之减弱。
目前全国范围内火电机组整体利用率仍然较低，这从另一个方面证实了监管和价格管制是造成当前电荒的一个关键因素（见图2）。与上年同期相比，2011年一季度电力设备利用小时几乎没有提高（见图3）。
区域性的电力失衡
尽 管全国范围内发电装机容量增速跟上了用电量的增长步伐，但东部地区的发电装机容量增长较慢，原因是越来越多的电厂都修建在离煤矿更近的中西部省份。而东部 地区的电力需求增长则与全国水平同步。政府关停或转移东部地区的一些能源密集型产业的计划看来并没有取得太大的成功。这使得近年来东部地区电力供需失衡的 局面进一步恶化（见图4）。全国来看，中、西部省份的发电设备利用小时稳步下降，而东部地区则居高不下且再次攀升，这表明了当地的电力供求紧张（见图 5）。
另 一个区域性的因素是部分东、中部省份，如浙江、福建、江西和湖南，经历了冬季干旱，一季度的水电生产下降或处于较低水平，这进一步增加了对火电的需求。如 图6所示，在一些被报道出现电荒的省份，如浙江、江西、安徽、海南和福建，火电设备利用小时和用电量同步上升，表明当地的火电装机容量吃紧。
在 一些中、西部省份，政府对电价的管制和对煤价的干预似乎造成了更大的影响。中国电力企业联合会的数据显示，中部6省的火电企业普遍处于亏损状态。这意味着 电厂有动力通过限制发电量来减少损失。我们的确发现在这些有＂电荒“的省份，如湖北和湖南，电厂的电煤库存正在减少，火电设备利用小时也在下降。
电力需求的强劲增长也是一个重要因素
2010 年后4个月用电量增速明显放慢，主要原因是地方政府为实现当年的节能减排目标而拉闸限电；随着限电措施的执行力度减弱，2011年一季度用电量急剧反弹。 一季度全国用电量同比增长了13%，主要受到了工业用电的推动（见图7）。尤其是近几个月生产速度加快的黑色和有色金属、水泥、化工原料等用电大户。
可能更为重要的是，电力短缺省份的用电量增长格外迅猛：如浙江（同比增长15%）、江西（同比增长24%）、福建（同比增长22%）、海南（同比增长18%）、安徽（同比增长15.4%）。湖南和湖北的用电量增速一直和全国水平相当，但是其水力发电量较低。
这些图和数据告诉了我们哪些信息？
一 些东、中部省份出现电荒是由以下一些原因共同造成的：（i）水泥、有色金属、钢铁、化工等重工业的电力需求强劲增长；（ii）这些地区火电装机容量吃紧， 而水力发电量较低更使得局面雪上加霜；（iii）煤炭合同价与市场价之间的距离拉大，再加上电价管制，影响了合同煤的供应、限制了电厂在市场上购买电煤； （iv）对主要的煤炭运输线路──大秦线的检修也造成了运往沿海地区的煤炭减少及煤价上涨。
这样看来，随着雨季来临使得水力发电量上升、 大秦线恢复正常运营，电力短缺有望得到一定程度的缓解。随着高耗能产业在今后几个月的增长放慢，我们认为出现大范围、全国性电荒的风险会进一步下降。上述 判断是基于目前一些高耗能行业（如钢铁、铜）的库存水平已经较高，而其最终需求并不会持续高速增长。
当然，监管的问题依然存在：政府对合 同煤价与电价的管制阻碍了低成本煤炭的供应，也制约了电厂在市场上采购电煤的能力。此外，最近几年东部省份火电装机容量并未较快增长。要解决这些省份的电 力短缺问题，就要调整监管政策且/或切实采取措施来转变经济增长方式。前者需要提高合同煤价格并允许电价上调；后者则需要降低高耗能行业的增长速度。但对 即将到来的季节性用电高峰而言，这两种措施可能都是远水救不了近火。
今后几个月政策会如何应对？
如果电荒 持续下去或者进一步恶化，政府可以采取的措施包括：（1）行政性地要求大型煤炭企业按合同价增加煤炭供应，这一措施的效果通常比较有限；（2）允许提高合 同煤价格并为亏损的火电企业提供补贴；（3）对高耗能行业限电、或关停一些小型的、落后的产能；（4）上调火电企业严重亏损省份的上网电价；（5）上调高 耗能行业的用电价格。
出于对通胀的顾虑，我们认为短期内政府不会愿意提高电价，甚至是合同煤价。相反，发改委已经颁布了”有序用电“的指导方针。如果今年剩余时间内CPI通胀率明显下降，那么煤价和电价调整的可能性将随之上升。
对经济增长有哪些影响？
眼下，由于我们认为不会出现全国性的严重电荒，且我们之前已经预测工业生产增速将放慢，因此我们认为电力短缺不会明显抑制今年的整体经济增长。我们仍维持2011年GDP增长9.3%的预测。
不过短期来看，电荒和限电将使部分省份的重工业增速下降，如水泥、有色金属、钢铁和化工。行业层面的供给受限可能会使当地的大型企业受益并提高其产品价格。受影响地区的小型企业则可能使用柴油发电机，从而提高今后几个月中国对柴油和燃料油的进口量。
二季度，重工业生产和供给受限可能会使当前正在进行中的库存周期性调整过程变得更加平稳。对一季度大幅增加库存的金属和化工行业来说，电荒及随之而来的生产减速可能会使其库存水平更接近较为稳健的最终需求。这可能有助于预防大幅去库存后出现过度补库存的局面。
电 力供应问题还可能改变今年年内的经济增长走势。我们预计，由于投资需求更为旺盛，二季度GDP增速可能会稍高于一季度（同比增速稳定在9.8%）。从电荒 限制工业生产增长的角度来看，这可能会使二季度GDP增速放缓。随着电荒问题在今年晚些时候得到解决，再加上水力发电量回升以及/或者煤炭、电力价格涨幅 足以促进其供应，那么之前受到抑制的重工业产品需求的释放可能会提高三、四季度的经济增速。
最后，今年再次出现的电荒或许有助于促使政府下决心最终推动能源和资源价格改革，并在市场力量和市场信号的指导下实现经济向低耗能的增长方式转变。但这样的结果能否实现仍需拭目以待。
（本文作者汪涛是瑞银集团中国区首席经济学家。文中所述仅代表她个人观点。）
过去10年间中国出现过几次电荒，通常都发生在经济强劲增长之后。2004年煤炭运输能力和发电能力没 有跟上重工业强劲增长所带来的电力需求增长；2008年，旺盛的能源需求推动煤价猛涨，而政府对合同煤价格的控制造成了其供应减少，迫使火电企业到市场购 煤。然而，电价的管制又意味着火电企业无法转嫁不断上升的煤炭成本，致使其降低发电量以减少损失。
这一次又是怎么回事呢？
电价管制和煤价干预又一次带来了问题
2009 年末以来煤炭价格不断上涨，现已接近2008年夏秋的高点。而与此同时，目前的电价比2008年高出10%左右。出于对通胀的担心，今年政府再次试图压低 电煤合同价，并延缓了电价的调整。一方面，这样的价格干预措施毫无疑问再次造成了煤炭企业对合同的履约率下降；另一方面，电厂在亏损情况下继续发电的动力 也随之减弱。
目前全国范围内火电机组整体利用率仍然较低，这从另一个方面证实了监管和价格管制是造成当前电荒的一个关键因素（见图2）。与上年同期相比，2011年一季度电力设备利用小时几乎没有提高（见图3）。
区域性的电力失衡
尽 管全国范围内发电装机容量增速跟上了用电量的增长步伐，但东部地区的发电装机容量增长较慢，原因是越来越多的电厂都修建在离煤矿更近的中西部省份。而东部 地区的电力需求增长则与全国水平同步。政府关停或转移东部地区的一些能源密集型产业的计划看来并没有取得太大的成功。这使得近年来东部地区电力供需失衡的 局面进一步恶化（见图4）。全国来看，中、西部省份的发电设备利用小时稳步下降，而东部地区则居高不下且再次攀升，这表明了当地的电力供求紧张（见图 5）。
另 一个区域性的因素是部分东、中部省份，如浙江、福建、江西和湖南，经历了冬季干旱，一季度的水电生产下降或处于较低水平，这进一步增加了对火电的需求。如 图6所示，在一些被报道出现电荒的省份，如浙江、江西、安徽、海南和福建，火电设备利用小时和用电量同步上升，表明当地的火电装机容量吃紧。
在 一些中、西部省份，政府对电价的管制和对煤价的干预似乎造成了更大的影响。中国电力企业联合会的数据显示，中部6省的火电企业普遍处于亏损状态。这意味着 电厂有动力通过限制发电量来减少损失。我们的确发现在这些有＂电荒“的省份，如湖北和湖南，电厂的电煤库存正在减少，火电设备利用小时也在下降。
电力需求的强劲增长也是一个重要因素
2010 年后4个月用电量增速明显放慢，主要原因是地方政府为实现当年的节能减排目标而拉闸限电；随着限电措施的执行力度减弱，2011年一季度用电量急剧反弹。 一季度全国用电量同比增长了13%，主要受到了工业用电的推动（见图7）。尤其是近几个月生产速度加快的黑色和有色金属、水泥、化工原料等用电大户。
可能更为重要的是，电力短缺省份的用电量增长格外迅猛：如浙江（同比增长15%）、江西（同比增长24%）、福建（同比增长22%）、海南（同比增长18%）、安徽（同比增长15.4%）。湖南和湖北的用电量增速一直和全国水平相当，但是其水力发电量较低。
这些图和数据告诉了我们哪些信息？
一 些东、中部省份出现电荒是由以下一些原因共同造成的：（i）水泥、有色金属、钢铁、化工等重工业的电力需求强劲增长；（ii）这些地区火电装机容量吃紧， 而水力发电量较低更使得局面雪上加霜；（iii）煤炭合同价与市场价之间的距离拉大，再加上电价管制，影响了合同煤的供应、限制了电厂在市场上购买电煤； （iv）对主要的煤炭运输线路──大秦线的检修也造成了运往沿海地区的煤炭减少及煤价上涨。
这样看来，随着雨季来临使得水力发电量上升、 大秦线恢复正常运营，电力短缺有望得到一定程度的缓解。随着高耗能产业在今后几个月的增长放慢，我们认为出现大范围、全国性电荒的风险会进一步下降。上述 判断是基于目前一些高耗能行业（如钢铁、铜）的库存水平已经较高，而其最终需求并不会持续高速增长。
当然，监管的问题依然存在：政府对合 同煤价与电价的管制阻碍了低成本煤炭的供应，也制约了电厂在市场上采购电煤的能力。此外，最近几年东部省份火电装机容量并未较快增长。要解决这些省份的电 力短缺问题，就要调整监管政策且/或切实采取措施来转变经济增长方式。前者需要提高合同煤价格并允许电价上调；后者则需要降低高耗能行业的增长速度。但对 即将到来的季节性用电高峰而言，这两种措施可能都是远水救不了近火。
今后几个月政策会如何应对？
如果电荒 持续下去或者进一步恶化，政府可以采取的措施包括：（1）行政性地要求大型煤炭企业按合同价增加煤炭供应，这一措施的效果通常比较有限；（2）允许提高合 同煤价格并为亏损的火电企业提供补贴；（3）对高耗能行业限电、或关停一些小型的、落后的产能；（4）上调火电企业严重亏损省份的上网电价；（5）上调高 耗能行业的用电价格。
出于对通胀的顾虑，我们认为短期内政府不会愿意提高电价，甚至是合同煤价。相反，发改委已经颁布了”有序用电“的指导方针。如果今年剩余时间内CPI通胀率明显下降，那么煤价和电价调整的可能性将随之上升。
对经济增长有哪些影响？
眼下，由于我们认为不会出现全国性的严重电荒，且我们之前已经预测工业生产增速将放慢，因此我们认为电力短缺不会明显抑制今年的整体经济增长。我们仍维持2011年GDP增长9.3%的预测。
不过短期来看，电荒和限电将使部分省份的重工业增速下降，如水泥、有色金属、钢铁和化工。行业层面的供给受限可能会使当地的大型企业受益并提高其产品价格。受影响地区的小型企业则可能使用柴油发电机，从而提高今后几个月中国对柴油和燃料油的进口量。
二季度，重工业生产和供给受限可能会使当前正在进行中的库存周期性调整过程变得更加平稳。对一季度大幅增加库存的金属和化工行业来说，电荒及随之而来的生产减速可能会使其库存水平更接近较为稳健的最终需求。这可能有助于预防大幅去库存后出现过度补库存的局面。
电 力供应问题还可能改变今年年内的经济增长走势。我们预计，由于投资需求更为旺盛，二季度GDP增速可能会稍高于一季度（同比增速稳定在9.8%）。从电荒 限制工业生产增长的角度来看，这可能会使二季度GDP增速放缓。随着电荒问题在今年晚些时候得到解决，再加上水力发电量回升以及/或者煤炭、电力价格涨幅 足以促进其供应，那么之前受到抑制的重工业产品需求的释放可能会提高三、四季度的经济增速。
最后，今年再次出现的电荒或许有助于促使政府下决心最终推动能源和资源价格改革，并在市场力量和市场信号的指导下实现经济向低耗能的增长方式转变。但这样的结果能否实现仍需拭目以待。
（本文作者汪涛是瑞银集团中国区首席经济学家。文中所述仅代表她个人观点。）
来源：https://www.cnblogs.com/china-larry/archive/2011/05/11/2043440.html