“電荒”年年有，今年更扎眼。為什么？改革開放30余年，由于供需不平衡而出現拉路限電的年份超過一半。而今年的“電荒”再度成為社會焦點，有諸多新意味。
與往年相比，今年“電荒”有三個新特征
1、提前爆發，影響有限。與2003—2005年那輪波及全國至少25省的“電荒”相比，今年“電荒”主要集中在華東、華中、南方區域（入夏之后才波及華北），出現顯著電力缺口的省份始終只有10個左右，連帶電力供需吃緊的省份也不足15個。
與往年“電荒”集中于夏、冬負荷高峰期間不同，本次“電荒”從1月份即迅猛登場，連傳統上用電需求淡季的3、4月份也未見緩解——而這個時段，恰好也是發電機組檢修、煤礦過年放假的時間。
2、熱點轉移，應對不易。以往的“電荒”多以東南沿海經濟發達地區最為嚴重，本次“電荒”名單中雖然依然有江蘇、廣東等傳統的重災區，但最引人注目的則是湖南、江西、重慶、河南等中部經濟欠發達省份，甚至安徽、山西等傳統的電能輸出地區也開始供應趨緊。
此中雖有來水偏枯等偶然性因素，但產業轉移是內在的決定因素。而這些地方一次能源資源、電源布局以及電網路網等方面的基礎條件，顯然還難以適應“電荒”的突襲。
3、人為短缺，新型挑戰。發電設備利用小時數是發電裝機供應能力的主要指標，這個小時數如果超過5000小時往往伴隨“電荒”的出現，以前歷次“電荒”莫不如此。
而2008年至今，全國發電設備利用小時數始終在4500—4700之間的低位徘徊，說明發電裝機始終是比較充裕的，在這種情況下依然出現“電荒”，說明不是供應能力而是人為的體制機制問題，這是與以往“電荒”完全不同的新課題與新挑戰。
今年“電荒”，反映中國經濟三個深層次矛盾
1、價格體系積弊深重。本次“電荒”最主要的原因，煤炭價格國際化市場化與電力價格被人為壓制并存，這反映了中國資源價格體系的痼疾。
改革開放30余年，中國煤炭行業市場化國際化程度越來越高，電煤價格從上世紀80年代的20-30元、90年代的100元左右、新世紀初的200-300元一直漲到目前的800元以上。而電價調整長期滯后于煤炭、石油等一次能源。
目前工業電價、民用電價分別只有國際水平的70%與40%左右。電價管制是國際通行的監管措施，但人為壓低電價則是中國宏觀領域一種獨有的潛規則，是中國“電荒”長期難治與高耗能產業長盛不衰的共同原因。
2、資源配置無系統性。本次“電荒”一個隱性特點，總體上裝機閑置的“軟缺電”與局部地區裝機短缺的“硬缺電”并存。無論是前述“電荒”顯著的10省市，還是東北、內蒙等電力富裕地區，引起“軟缺電”的價格矛盾是普遍的。
長三角地區因環境容量設限停止上馬新火電廠，而內蒙電力外送通道已核準的超高壓輸電項目被拖延擱置……即使不提“計劃”與“市場”對配置資源的優劣，從規劃到執行，中國現有資源配置體制顯然嚴重缺乏系統性。
3、能源安全遠期堪優。本次“電荒”具有強烈的預警意味，近期的機組閑置與遠期的“硬缺電”威脅并存，這也是中國能源安全態勢的一個寫照。
由于資源價格體系扭曲，中國電力企業投資收益長期低下，缺乏持續經營能力；人為滯后不遵守游戲規則的“煤電聯動”，更是嚴重干擾了電力企業的正常經營秩序與長期資本規劃。“十一五”期間，中國火力發電年度投資額已從2269億元大幅下降到1311億元，火電在電源年度新增投資中的比重已從70%大幅下降到35%，不僅電源結構的支撐性調節性下降，而且電力供應的可持續能力堪憂。
另外2009年以來，電網投資也開始出現下滑，后勁不足。總之，電力企業投資意愿下降，預示著“電荒”依然將是一場持久戰，而且將向成品油等相關市場領域蔓延。
化解“電荒”矛盾，需要正確看待三個問題
1、單產電耗正常提高。本次“電荒”的主要矛盾在供給側，而非需求側。將“單位產值能耗”列入國民經濟與社會發展的約束性指標，是節能減排調整結構轉變發展方式的重要舉措，但“單位產值電耗”不能混為一談。
隨著中國工業化、城鎮化發展，煤炭等一次能源將從低效率高污染的分散直燃，轉變為發電廠集約化生產；而為了實現清潔低碳發展，風能、太陽能、核能等絕大多數非化石能源也都需要轉化為電力來供人使用。
因此中國單產電耗的走勢必高于能耗，這本身也是一種能源使用方式的結構調整與優化，對此指標貿然設限有百害而無一利。至于直接將“用電量”作為行政指標分解考核，則更加是荒謬無稽貽害子孫。
2、高耗能行業正常波動。將本次“電荒”的主要原因，歸結為所謂高耗能行業用電“報復性反彈”是不成立的。
觀察最近的5年，中國4大高耗能行業用電占比始終在30%—34.5%之間波動，進而通過庫存影響宏觀經濟的短周期變動。這種波動，更多是受價格、需求預期等市場因素影響，地方產業政策的影響是有限的。
去年5、6月份相關產品價格的下降才是7、8月份用電下滑的真正原因，一些地方出臺的壓制政策也未能阻止其后用電占比的回升（效果僅僅體現在12月份這一個月）。更進一步說，高耗能產品庫存波動作為一種正常的經濟現象，如果良加利用，還可成為一種緩和“電荒”的儲能方式。
3、需求走勢日趨正常。雖然今年以來全社會用電同比增速總體下降，但同期月度用電定基曲線與歷史標準曲線基本吻合，已經徹底擺脫2008年國際經濟危機的影響（同比增速的下降，僅僅是10年基數較高的反映）。雖然受到本次“電荒”的一定影響，但從用電需求看宏觀經濟走勢，總體上依然處于正常區間。
從周期性因素說，目前可能處于一個積累庫存的階段，但尚未有所謂“去庫存”的顯著特征。如果沒有產成品庫存、市場價格等其他信息配合，單從用電需求走勢是無法推導出宏觀經濟的下行趨勢的。
展望全年電力形勢，值得關注三個方面
1、電力增加，電量平穩，需求不會大起大落。隨著抑制通脹各項政策的進一步落實，中國經濟總體上熱度下降，用電需求的增長也受到大勢所限；隨著節能減排政策的延續特別是高耗能產品自身的庫存積累，帶動用電增長的主動力不足，綜合各調度機構的預測，預計全年用電增速與上年基本持平（11%左右）且總體走勢平穩，出現大起大落的可能性很低。
另外隨著生活水平提高（空調負荷大幅增長），今年夏季電力尖峰負荷將進一步增長，目前預計全國日最高負荷同比增長14%，而最終實際增幅則決定于當日的氣溫與濕度。
2、來水補充，來煤存疑，供給仍有不確定性。隨著機組檢修季節結束，以及部分省市調整上網電價，可望釋放一部分火電機組能力，但也存在煤價追漲侵奪利潤的現實威脅。今年底中國發電裝機將突破10億千瓦，但預計發電小時數僅比上年微增，只要價格問題不解決，火電機組發電能力就不可能充分發揮。
隨著一些省區旱情的緩解，水電的發電能力將顯著恢復，但今年來水情況依然總體偏枯，特別是南方區域貴州、廣西等地旱情依舊。另外江蘇、浙江、廣東、重慶等省本地裝機不足，電網輸送通道有限，市場交易機制不健全，省外區外來電存在較大的不確定性。
3、短期應付，長期無解，警惕電荒成中國癌。展望下一階段中國“電荒”發展的趨勢，一是將從華東、華中、南方3個區域擴展到華北地區；二是電力尖峰負荷缺口將從2000萬左右擴大到3000—4000萬千瓦。預計顯著缺電省份依然不超過一半，負荷缺口不超過裝機總量的5%，通過有序用電措施累計調整電量占全社會用電的1%以內，雖比前一階段有所加劇，依然僅僅屬于“局部性、時段性”的溫和缺電。
但如果換一個角度，對于那些身處“局部”或適逢“時段”的企業或居民而言，“供應能力總體充裕”“供需總體平衡”又有什么實質意義？自上一輪裝機短缺型“電荒”結束，僅僅三年之后的2008奧運之年，這種機組小時數低迷而局部性時段性溫和缺電的新型“電荒”就已經開始了。
如果滿足于短期應付，而不下定決心努力解決資源價格的深層次問題，這種新型“電荒”可能成為長期困擾中國經濟社會發展的問題，一種反復重復發作的社會問題——是選擇適應“昂貴而充裕”，還是繼續忍受“廉價而短缺”，中國的能源安全機制需要做出抉擇。
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