“电荒”往事

作者：王威、车玺、于鸿光

来源：光大公用环保团队

有人说，经济学家预测到了过去7次经济危机中的9次......

比经济危机更难预测的大概是电力供需矛盾了。各种专家和老百姓们，似乎对过去的电力供应问题极少有能预测到的，有时就是预测到了也解决不了。老外也一样，加州电力危机，美加大停电，都不含糊...... 

究其原因，归根结底是因为电力这商品太特殊了，看不见摸不着，还瞬时产供销。影响因素千千万，上至庙堂，下至田间地头，无一处不跟它有千丝万缕的纠缠。 

2011年的第一场电荒，比以往时候来的更早一些......跑题了跑题了，言归正传。2003年不止有“非典”，还有席卷全国的电荒。2011也不止有熊市，“淡季电荒”亦非浪得虚名。

神神秘秘的电荒，到底什么情况？

1、核心结论

逐步偏紧的电力供应将有效提升火电行业整体对于自身产品的“定价权”、“议价权”，即与产业链所有参与者、监管者的博弈能力。电力股的替代效应（相对配置价值提升）和逆周期性（成本敏感性高于电量敏感性）是目前行业的核心驱动力。现阶段经济向下概率越高，对于电力行业越为有利。维持公用事业“增持”评级，建议忽略短期市场煤价格波动及电量波动，继续增加电力行业配置。

2、电荒也有“七年之痒？”

—2004、2011、2018？

据《南网报》报道，“2018年5月24日11时15分，南方电网统调负荷今年第一次创下新高，最高负荷达1.64468亿千瓦，比去年最高负荷增加149.4万千瓦，比去年同期最高负荷增长25.48%。这也是近3年来，南网统调负荷首次在迎峰度夏正式开始前创出新高”、“这次负荷高峰中，广东统调最高负荷1.06621亿千瓦，同比增长27.06%；广西、云南、贵州、海南电网统调负荷分别同比增长43%、16.66%、8.52%、6.48%。目前，广东天气持续高温不下，广东电网公司已发布电力供应不足的风险预警，并协调东莞、惠州等19个地方政府发布有序用电方案”。

另据新浪财经等媒体报道，“广州供电局5月30日发布红色错峰执行信号，称全省存在较大供电缺口。受连日高温天气影响，广州电网用电负荷持续攀升。5月30日，由于系统负荷较昨日大幅增长，全省存在较大供电缺口，广州电网今年首次悬挂红色错峰执行信号，通知各大用户严格按要求执行错峰。本次错峰仅针对部分工业用户，居民用电不受影响”。

据7月9日《中国能源报》报道，2018年夏季将出现电力供应缺口，其中河北南网600万千瓦、山东500万千瓦、湖北300万千瓦、安徽200万千瓦、江西80-100万千瓦。2018年6月，国发发改委发布《关于做好2018年迎峰度夏期间煤电油气运保障工作的通知》（发改运行〔2018〕855号），强调做好电力稳发稳供，鼓励符合条件的淘汰煤电机组认定为应急备用机组。

针对以上新闻报道，首先我们需要知道，南方电网因经营区域内较为特殊的气候因素，其用电负荷在5月份即超越上年高点（往往出现在8月，但亦有可能在7月或9月），并非极其反常之事。如2011-2014 年，即在5月份超越上年年度最高点。2007-2008甚至分别在4月和3月即创新高。但是2015-2017连续三年都是在6-7月份才创新高，2018年提前至5月，仍是值得重视的信号。

其次，2018年二季度以来，类似以上新闻内容时常见诸媒体，仍需我们给予足够重视。电力供应出现较为明显缺口这一趋势，与近几年来市场所认知的“电力行业产能过剩”形成了较为鲜明的反差。

2000年以来发生的、被称作“电荒”的时段，2003-2004的印记是无法抹去的，2011年的“淡季电荒”亦令人记忆犹新。同样是时隔七年，难道2018-2019年电荒将要重现？

我们认为，目前电力行业中的火电行业产能过剩这一命题是成立的，火电机组发电小时位于历史最低点、国家大力推进火电行业供给侧改革等都是印证。供应的短缺甚至媒体所报道的“电荒”，主要是两方面原因造成的：1、我国用电结构的持续变化、演进；2、目前火电行业不甚理想的资产负债表以及盈利状况。 

2.1、什么是电荒？

电荒是指严重的缺电现象，通常发生在夏季，导致电荒的原因较多，如缺煤，发电机组装机容量不够，发电企业停机容量太大，水电站缺水，电的消耗太多等（百度百科对电荒的定义）。

电力系统经济运行的目的，是在保证电网安全运行、尽最大能力满足负荷需要的前提下，使发电成本降至最低，使整个电网在最大经济效益的方式下运行。而火电厂经济运行的目的，就是在保证电力负荷需要的条件下，使整个电力系统燃料消耗量为最小，厂用电最少，电能成本低，线路损失小，同时使电力系统获得最大的经济效益。

电力无法大规模储存，且生产、输送、消耗全过程具有瞬时性，因此“缺电”的概念与多数商品的短缺不大一样。业内通常将缺电分为“缺电力”（局部高峰时段存在电力供应缺口）和“既缺电力又缺电量”（大量、持续的高峰时段甚至非高峰时段存在电力供应缺口），后者又称“硬缺电”，2003-2004年电荒即为此类缺电状态。2011年及其它近年来的电力供应紧张现象则通常归类为前者。以下示意图中的“短缺”状态即可称作“硬缺电”。 

2.2、为什么装机远高于最高负荷的情况下仍然可能“缺电”

在电力系统的总装机容量中，有一部分装机正在运行并担负着有功出力的为工作容量或工作出力，正在运行但不担负有功出力或虽不在运行但随时准备投入运行的部分叫做备用容量。

《电力系统技术导则》对备用的定义为：电力系统在运行中常常会经受设备故障停运、负荷随机波动等扰动，为了尽快建立发电与负荷侧的功率平衡，使系统频率维持在规定范围之内，系统在运行中必须配置一定的备用容量，避免连锁事故甚至大面积停电事故的发生。因此，电力系统所配置的备用容量，主要是由电力工业生产的特点和用户用电的不均衡性决定的。

就性质而言，备用容量是一种储备容量，也就是等待调用的容量，它与系统的正常工作容量一起组成了系统所需要的容量。系统的工作容量主要与系统需要的负荷大小相适应，而备用容量则是系统在发生异常情况时对其进行补偿的容量，诸如设备故障、负荷波动以及预测误差等现象发生时所设置的容量。

由于电力系统的复杂性及其特殊物理特性，为保证电网安全运行，一个电网系统中必须留有一定备用容量。但备用容量过多，将会影响发电行业的经济性。相关行业规章规定，总备用容量不宜低于最高负荷的15-20%。

在实际电力系统中，发电机组异常停运、负荷随机波动、输配电线路故障等不确定性因素，都会严重破坏电力系统的平衡状态，影响电力系统的持续供电，严重时可能会造成大面积的停电事故，引起巨大的经济损失和严重的社会问题。如美加8.14大停电事故引起了世界各国的广泛关注，提高了人们对电网安全问题的重视程度。备用容量不足就是事故发生的一个重要原因。一旦电网发生故障，大电源退出，电网备用又没有快速跟上，系统就会因供电不足而产生连锁反应，使事故扩大。有了备用容量的存在，电网才能及时调整电网频率以更好地应对各种不确定事件的发生，满足对用户供电的持续可靠性，保证电能质量。因此，为了保障电力系统的安全稳定运行，电力系统需要维持一定的备用容量以维持电力系统的安全性和可靠性，避免系统频率出现大幅波动，提高系统运行质量。

备用的分类——按作用划分

按备用的作用可将备用分为负荷备用、事故备用、检修备用和国民经济备用。

负荷备用是指接于母线上，可立即带上负荷的旋转备用容量，用来平衡短时负荷波动，保证电力系统频率符合标准，主要由自动发电控制(AGC)承担。负荷备用处于旋转备用状态，一般由水电站或火电厂承担，大电力系统采用较小的备用率，小电力系统采用较大的备用率。负荷备用保证电力系统能够根据电力系统频率的变化，自动调整发电出力，不间断地满足电力的正常供应。

事故备用是指在规定的时间，当发电和输电设备发生故障时，为了使电力用户不受影响，维持系统正常供电而配置的可供调用的备用容量，其中有一部分容量是旋转备用发电容量，当系统频率下降时自动投入工作以恢复频率。事故备用与电力系统的总装机容量、发电机组的台数、各类发电设备的容量、最大机组的单机容量、网架的联系紧密程度等因素有关，一般由运行中的火电机组和水电机组(包括抽水蓄能机组)承担。

检修备用是指在规划与设计电力系统时，为保证系统中的设备能够按照检修计划，顺利进行周期性检修，必须为生产运行准备的备用容量，一般不算在可调出力之中。

国民经济备用是指为满足工农业生产的负荷超计划增长对电力的需求而设置的一定备用容量。

备用的分类——按所处的状态划分

按备用所处的状态可将备用分为旋转备用和非旋转备用。

旋转备用容量也称热备用，各发电厂并不是所有的机组都投运，投运的机组也不是都带满负荷，而旋转备用就是指尚未带满功率，维持额定转速正常运行中的机组，能在一定时间内投入运行的有功功率部分，随时可以加出力至额定容量，带上负荷并网。

非旋转备用容量也称冷备用，是指调用之前处于停机状态的机组，可以在系统发出命令后在规定的时间内带上负荷的备用发电容量。

备用的分类——按产业链划分

按备用的地点可将备用分为发电侧备用和负荷侧备用。发电侧备用是指在发电侧在规定的时间可带上负荷的备用发电容量。负荷侧备用是指备在负荷侧在规定的时间内可切除的负荷。

正是因为电力供应的安全、稳定需要有大量的备用机组存在，以最大程度降低电力供应安全事故的发生，我们看到媒体报道的最大负荷与实际装机之间才会存在比较明显的差距。

火电厂发电成本主要由燃料、折旧、人工、维修等其他费用构成。其中，燃料成本约占50-75%（视煤炭价格而定），折旧成本约占15-30%，人工、维修及其它约占10-20%。我们上述讨论的备用容量的多少，主要通过单位电能折旧来影响火电厂的经济效益。从行业经济效益角度考虑，备用容量并非越多越好，从电网安全角度考虑，则正好相反。合适的备用容量就是结合电网电源结构、负荷等特性，在安全性和经济性二者之间寻找到一个平衡点。

2.3、峰谷差、负荷率与电力电量平衡

传统的发电行业经济性指标多考虑一定时间尺度内（如月、季度、年）的发电情况与用电情况的匹配，但是在实际上电力系统平衡指标不仅于此，在此，我们引入电力平衡、电量平衡、峰谷差率的概念。

电力电量平衡。研究整个电力系统中各个电站如何配合运转、供电条件在年、月、日中的变化情况以及各发电厂机组进行年计划检修的时间安排和负担全系统负荷备用、事故备用等情况的工作统称为电力电量平衡。

电量平衡。主要指在年、月、日等某一统计时间内，某一区域范围内，各机组发电量、区外送电量与全社会用电量的匹配。电量平衡定义为一段时间内的平衡。

电力平衡。主要是指在某一时点，某一区域内，所有电源出力（包括发电机组出力、送受电潮流）与用电负荷的匹配。电力平衡定义为某一时刻的平衡。

负荷峰谷差。某区域内电力系统某一统计时间周期内最大负荷与最小负荷之差。（包括日、月、年峰谷差等）

峰谷差率。峰谷差与最大负荷的比率。

负荷率。指在统计期间内（日、月、年）内的平均负荷与最大负荷之比。

一般情况下，电量增速是较为受到关注的经济指标之一，但对于电力系统，负荷增长指标作为最重要的瞬时指标，是开展电力系统规划、建设、运行的主要因素，为了保证供电的可靠性和安全性，对最大负荷的关注度往往超过电量因素。 

2.3.1、典型负荷曲线与电力平衡

通常的三大产业是联合国使用的分类方法：第一产业包括农业、林业、牧业和渔业；第二产业包括制造业、采掘业、建筑业和公共工程、上下水道、煤气、卫生部门；第三产业包括商业、金融、保险、不动产业、运输、通讯业、服务业及其他非物质生产部门。战后，随着社会经济和科学进步，国民经济各部门的产值和就业人员的比例不断发生变化。其变化趋势是：起初是第一产业的比重不断下降，第二产业的比重不断上升，第三产业的比重也不断上升；随后包括第一、第二产业的物质生产部门的比重都不同程度下降，第三产业的比重持续上升。这种变化趋势在发达国家比较突出。到目前为止，发达国家第三产业的产值和就业人口的比重一般都在50%以上，成为规模最大、增长最快的产业。而在发展中国家除新型工业化国家和地区以外，总的说来其产业结构层次都相对落后，转变的进程也不快。但从变化趋势看，发达国家同发展中国家基本上是一致的。

我国电力行业一般按照三大产业和城乡居民用电划分全社会用电量。1980年至上世纪末，我国经济处于高速发展阶段，第二产业发展迅速，第二产业电力弹性系数较高，各产业用电量增速较为均衡。进入二十一世纪，随着经济发展和居民生活水平的不断提高，特别是近几年，国家加快转变经济发展方式。一是从用电量增速上看，近十五年各产业用电量增速指标变化趋势差异日趋明显；二是从用电量占比上看，第三产业和城乡居民用电量占比持续增加。“十三五”期间随着经济结构进一步调整，第三产业和城乡居民用电量占比将进一步提升。

用电量的变化仅仅能够说明在一个时间范围内电能使用情况，但是随着用电结构调整，有必要对电能的实时性进行进一步的论述，基于以上考虑本文引入负荷曲线的分析。由于第一产业占比较小，以下介绍典型的第二产业、第三产业和城乡居民用电典型负荷曲线。

第三产业和城乡居民典型负荷曲线峰谷差率明显高于第二产业，通常的情况是在二产用电比重越高、三产及居民生活用电比重越低，峰谷差率越小；反之，二产用电比重越低、三产及居民生活用电比重越高，峰谷差率越高。随着我国的经济转型推进、产业结构持续调整、用电结构的逐步变化，去除季节、温度等影响因素，我国电力系统的峰谷差率逐步升高趋势明显。

峰谷差率提高的一个最直接、最明显的结果是负荷增速大于用电量增速——假设同样的装机水平不变，为了维持实时电力平衡，最高负荷的增长将超过用电小时增长。换个角度，即当用电小时数并未增长时，由于用电结构变化，用电负荷依然有所增加，供电安全、稳定的需求就带来新增装机的需求，而对新增的装机需求，必须以可靠、可调、实时为基本要求，鉴于火电装机稳定、可调、相对灵活、性能优越的优势，其仍是电力平衡（注意不是电量平衡）的主要选择。

图10中左、右两个电力系统，左系统负荷率明显低于右系统，而峰谷差大于右系统。左系统为确保电网安全，不得不建造更多机组（按照备用容量相关规定）。因此，在发电量相同的情况下（虚线下方面积=负荷曲线积分=发电量），左系统的总装机容量大于右系统，最直接的结果是，用电低谷时左系统有更多的机组闲置，经济效益自然差于右系统，或者需要更高的电价才能达到和右边系统相同的盈利水平。随着我国居民生活水平的提高、第三产业在GDP中占比持续提升，电力系统的峰谷差愈发增大，而负荷率持续下行。

2.3.2、各类装机作用差异明显，火电维护电力系统稳定运行仍意义重大

各类装机在电力电量平衡中所起的作用不尽相同，火力发电机组、核电机组是支撑电力电量平衡的主要发电类型之一，同时也是支撑电力平衡的最主要因素，同时需要为系统提供备用（备用率一般为20%）；水力发电机组在支撑电量平衡的同时，也在电力平衡中起一定作用，但作用小于火电机组；非水可再生能源目前仅参与系统的电量平衡，并不能参与（或极少量参与）系统的电力平衡。纵观近十年装机累计增速，可以看到为了满足电力平衡，可控装机增速需要与最高负荷匹配。

一般情况下，火电出力变化是针对系统负荷变化而产生的主动相应；而风电、光伏等非水可再生能源的变化是由于自然环境（风速、光照）的变化而发生的被动变化，实际上加大了系统稳定的负担。对此，我们设置了一个年度累计装机增速的新指标，从一个稍长的时间范围来考察装机增速、负荷增速、可控装机增速、用电量增速等的关系。

我们引入了年度的累计增速指标，对自2006年以来我国装机增长情况、负荷增长情况、用电量增长情况进行复合增速分析，可以看出：

总装机增速明显高于发电量增速（也高于负荷增速），主要原因是多种发电形式发展，新能源、可再生能源装机量近年（2010年后）提升明显。

在扣除不可控的风电、光伏发电装机后，可控装机（由于统计数据难以获得，且总量较小，此处未考虑其它类型不可控装机）增速与最高发电负荷基本持平。

由于节能环保问题日益成为社会关注的重点，对煤电机组的建设管理者进行了一定的限制，煤电机组装机增速低于负荷增速（被同样可以参与电力平衡的核电、水电、气电等代替）。

由此不难看出，虽然利用小时数达到历史最低水平，但作为可控装机的助理，火电（主要是煤电）其作用依然不可忽视，其发展水平决定了系统的负荷平衡与安全稳定，在相当长的一段时间周期内，只要负荷持续增长，火电机组依然存在其发展空间。

3、电荒样本之：

2003-2004—那时花开

3.1、重化工业发轫—“电荒”凶猛

3.1.1、“电荒”的时代背景—经济“软着陆”及亚洲金融危机

亚洲金融危机于1997年7月以泰铢的剧烈贬值开始。随后发生在许多亚洲国家的金融混乱对中国的冲击在1998年初现端倪。危机影响了中国的进出口、投资和储蓄、改革进程和地区发展。其对我国经济的冲击可以从出口、投资等几个方面来观察。

（一）进出口

亚洲金融危机对中国构成的最大压力就是出口。面对严峻的外部市场，与1997年增长20.9%的出口增长相比，中国在1998年的出口大幅下滑为接近零增长。

1998年上半年中国出口受到的冲击尚且较为温和。然而，到了1998年下半年，负面冲击变得十分明显。与1997年同期相比，出口从8月到11月连续下滑。当时所受出口冲击主要来自亚洲地区需求的下降—该地区占中国出口比重的60%。1998年1-11月中国对其他亚洲国家的出口比1997年同期下降了9.8%。与此同时，1998年中国的进口却保持平稳，与1997年相比仅下降1.5%，这使贸易顺差达到436亿美元，同比上升7.9%。

（二）投资

面对不利的外部条件，为了保持经济增长，我国采取了一揽子财政政策以刺激国内需求。核心是加快国家在基础设施上的投资。整个计划在1998-1999年投资约相当于1998年GDP的2.5%；资金大部分来自特别国债的发行，其他则由银行贷款和地方财政解决。于是我们看到，1998年全社会固定资产投资增速由1997年的6%左右上升至15%左右。

（三）货币政策

除了扩张性财政政策外，货币政策也在放松，目的是刺激固定资产投资和减轻国企负担。1998年存贷款利率下调了三次，包括一次再贴现利率的大幅下调。结果，金融机构贷款上升了20%。但降低利率似乎对家庭消费没有产生作用。家庭储蓄存款依然上升，消费市场仍然疲弱。

与此同时，我国经济正在走出1992-1994经济过热的阴影，在政府的宏观调控之下逐步减速。经济“软着陆”与97亚洲金融危机叠加，结果是1998-2001年GDP增速维持在6-8%的较低水平上。

与经济的软着陆相对应，我国电力需求增速亦由90年代高点的11%左右（93、94年）下降至1998年的2.1%。由于我国上世纪90年代发电装机增速始终维持在7-10%之间，在电力需求低迷的背景下，机组发电小时数从1995年开始下降，直至1999年出现历史最低点（1970年以前未予考虑）。

当时的电力过剩之说如同前几年（2005-2008）一样不绝于耳，大量火电厂发电小时数下降至导致亏损的状态，1999年火电平均利用率只有4720小时。由于当时尚没有节能调度政策，水电企业利用率亦受到严重影响，1999年低至3200小时，较百年特枯年2006年的利用率3393小时仍低200小时左右。

当时的电力主管机构及电力企业自身为电力行业摆脱困境，采取了包括鼓励用电在内的等多种措施，但疲弱的电力需求直到1999、2000年才略有起色。

这一时期的电力过剩直接导致了主管机构一个不成文政策的出台——“三年不建电厂”（或“三年不建火电”）。这一政策的初衷是缓解当时发电企业机组利用率下降的压力，并促使其早日回升至行业正常水平。直接结果则是发电装机增速的连年下降，直至2002年降至5%。

2003年我国重化工业突然出现爆发式加速增长，这是管理层没有预计到的。1999-2001连年下降的装机增速，在2002年初露端倪的电力需求增长面前尚可基本满足供应，但在面对2003、2004年均15%的电力需求增速时，彻底无法应对，以至于出现全国大范围的高峰时段拉闸限电。

3.1.2、 “电荒”的具体表现—2003~2004年多个省份拉闸限电

从2002年夏季开始，“缺电”的问题已经在中国经济的三大火车头地区——珠三角、长三角和京津唐三角及侧翼的河北南部电网显现出来。但社会各方对形势的严峻程度估计不足，加之珠三角寄希望于滇黔的多余电力通过“西电东输”解决问题，而长三角认为有三峡电量输送过来，所以问题并未引起真正的重视。

如同2003年春季突如其来的“非典”一样，当年的缺电问题似乎也是“突如其来”，向多米诺骨牌一样波及了约20个省市，这些地区纷纷出现拉闸限电现象，缺电地区覆盖了除东北电网外的所有跨省区大区电网。2003年的缺电已经从部分地区夏季高峰或枯水期电力短缺转变为全年持续性缺电和随机性缺电。2004年全国缺电形势更加严峻，全国最大电力缺口约3000万千瓦。据《经济管理》期刊报道，2004年8月，全国共有24个省级电网出现拉闸限电状况；仅国家电网公司系统就累计拉限电84.37万条次，损失电量224.17亿千瓦时；2004年中国90%的经济总量已经受到电力供应不足的影响。

3.1.3、“电荒”的后果——一轮电力投资高峰期的到来

在2003、2004年的较为严重电力紧缺时期，管理层意识到了发电投资的严重不足，加快了发电项目的审批进度，加之刚刚从国家电力公司分拆成立的五大发电集团竞争意识正浓、做大规模意愿正强，一轮横跨2003-2005年的发电投资、尤其是火电投资的高潮期就此到来。而这一投资高峰导致了2005-2009年火电行业的又一轮发电小时数的连续下降（这与2013-2016年的情况何其相似）。

3.1.4、“电荒”造就了火电企业的业绩高增长

2003年之前，火电行业刚经历了上一轮电力供应过剩，以及之后的行业投资萎缩、机组利用率逐年上升的“愉悦期”，从行业的两项关键指标毛利率、资产负债率我们可以看出，2000-2002年火电行业毛利率平稳、负债率下降，景气趋势良好，煤价的低位运行以及机组利用率的攀升功不可没。

3.2、电力股的黄金时代

A股市场上电力股已经积弱多年，这是不争的事实。但是做为一个周期跨度较长并且正处在周期转换临界点的行业来说，仅凭过往多年基本面不佳就断定未来不会出现投资机会略显偏颇。

由于电力龙头股在A股上市时间偏晚，我们从几只电力龙头H股的走势中去寻找例证。只看图29中跑输大盘的走势，大概不会预计到几只电力H股的后续走势会像图30般波澜壮阔。在2003-2004年间，电力龙头公司的A、H股曾获得大幅超额收益。

3.3、五朵金花，A股盛开

2003年年初至2004年上半年，A股市场以钢铁、石化、汽车、电力、银行为代表的权重板块先后走出一轮大幅战胜市场的上升行情，被市场参与者统称为“五朵金花”。

有别于2006-2015年大、中盘股票在指数上涨过程中涨幅一般滞后的现象，2003年各“金花”行业龙头公司涨幅明显超越板块指数涨幅，这是当年该行情中一大亮点。在上证指数2003年全年上涨10%的情况下，以宝钢股份、中国石化、长安汽车、华能国际、招商银行为代表的大盘蓝筹股，纷纷录得超过50%甚至超过100%的全年涨幅，在当时构筑了一道激情飞扬的风景线，至今仍为投资者津津乐道。

3.4、“五朵金花”产生的宏观背景

1997-1998年亚洲金融危机在1998年和1999年显著影响了中国经济，我国季度GDP增速一度曾在1999年4季度降至6.1%，随后经济企稳。1998年到2002年上半年，中国经济都处于通缩之中，但GDP平均增速仍然有8.3%。

通缩局面的产生，很大程度上是由整个社会产能调整决定的，这种产能调整既包括国企改制，也包括淘汰落后产能，尤其是在钢铁、石化、电力等中上游的重化工业企业。但是，在1998-2003年艰苦的去产能期间，企业的生产效率是提高的，因此经济增速仍维持在8%以上。

在去产能时期，经济处于通缩之中，而先于价格上涨的是固定资产投资的启动。从2001年开始，投资增速企稳，达到13%，到2002年投资增速回升，达到17%，2003年投资开始高歌猛进，猛增至27.7%。这一增速从事后看，是1995年以来除2009年“四万亿”时期之外的最高增速（若按月度投资增速来看，2004年一季度更高，超过50%）。因此，去产能阶段的后期以及之后的时期，对中上游产能重新恢复需求的最重要因素是固定资产投资周期的启动。

在固定资产投资中，除基建投资以外，房地产投资周期也悄然启动，其中最重要的政策因素就是1998年全面住房商品化的开始，2002年土地招拍挂全面实行，房地产投资增速从2000年之后便维持在20%以上的较高速度。

另外一个对中上游形成需求的是制造业投资，与中国出口的增长高度相关。亚洲金融危机对中国出口构成冲击，但从影响时间来看并不算长，1998年到1999年上半年这一年半时间里，中国的出口处于负增长区间，而随着2002年中国正式加入WTO，中国制造业的需求被大幅度放大，“世界工厂”正式开张，对中上游产能的需求也大幅度扩张。

所有这些都指向了一个词——过热。彼时常看到的类似《中国拉高世界能源、原材料价格》这样的新闻标题，就是当时经济状况的真实写照。

3.5、价值投资理念——“五朵金花”盛开的土壤

经过了2001-2002年底的一轮熊市，2003年，坐庄、空中楼阁式的投机以及偏好题材、重组股的投资风格在A股市场日渐式微，价值投资理念在市场机构投资者中获得普遍认可并形成潮流。表现在资本市场上就是第一节中回顾的以“五朵金花”为代表、包括机场、港口等行业龙头在内的大盘蓝筹股的全面走强。

从现在回看当时，价值投资造就了“五朵金花”，同时“五朵金花”也印证了价值投资理念在当时市场环境下的合理性。各“金花”板块中龙头公司大幅超越行业指数的上涨幅度，是行业景气度和市场投资偏好结合的产物。

4、电荒样本之：

2011—匆匆那年

2011年4-5月以及9-10月，我国多个地区出现缺电状况。继华东在一季度出现明显电力供应缺口后，华中在二季度干旱气候影响水电出力的情况下亦进入电力供应紧张状态。整个电力产业链，上至管理层，下至煤炭、发电、电网，都进入了紧张激烈的博弈过程。

我们认为2011年所谓“淡季电荒”的形成原因相对2003-2004年的情况更为复杂一些，主要有以下两项无法直接通过数据得到直观判断的原因：

十一五末期的能耗压力导致2011开年之后工业负荷攀升

火电企业经营压力持续得不到缓解导致供电能力下降

以上两点主要原因之中，我们认为电力企业的供电能力因素相对更为重要。我们对2011年两轮“小型”电力供应紧张的定义是发电企业通过“定量”获得“定价权”，至少是获得与产业链上下游各部门间博弈过程中的主动地位。发电企业能够行使“定价权”有赖于两重因素：

 火电行业经过2008年煤价暴涨的冲击并导致行业巨亏之后，对煤价上涨空间的忌惮及应对煤价上涨的心态、手段较2008年及往年有了明显变化；

发电装机增速自2010年开始低于电力需求增速，供需关系的变化使行业话语权增强，具备了“自救”条件。

2011年5月、11月国家两次调整电价的调价文件中的措辞可以部分佐证我们的判断。

经过了2011年两次电价上调，火电行业勉强守住了全行业亏损的底线。时间行至2012年，经济转型、增速“下台阶”等原因导致煤炭价格进入下行区间，2011年出现的电力供应偏紧状态得到迅速、自然缓解，可谓来去匆匆。

5、风险分析

价格风险：燃料成本（以燃煤成本为主）是火电公司成本中的最主要部分，动力煤价格超预期上涨，将增加火电公司成本；上网电价超预期下调，减少电力公司收入；

电力需求风险：现阶段电力供应与电力需求匹配，若电力需求增速低于预期，将影响电力公司发电量和利用小时数的增长。

水电来水风险：水电的固定成本占比较高，对水电公司而言，来水量直接影响水电站的发电量，进而影响水电公司利润。来水不及预期，影响水电业绩。

政策风险：行业供给侧改革、电力体制改革、国企改革推进放缓，影响电力行业的良性发展等。

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