“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