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尽管电力供应能力不断攀升，火电设备利用率却处于历史低谷
任何一项产品短缺，无外乎两大原因：供应不足和需求过旺。
从电力需求侧看，我国电力需求正继续保持平稳较快增长。国家能源局最新数据显示，一季度全国全口径全社会用电量累计10911亿千瓦时，同比增长12.7%。其中，3月份与1月份的全社会用电量基本相当，接近去年7、8月份迎峰度夏高峰时段的用电量。4月份全社会用电量同比增长11.2%。
从电力供应上看，社会发电量由发电能力和发电设备利用率共同决定。国家电监会报告显示，在电源建设方面，基建新增装机连续5年超过9000万千瓦，全国电力装机累计增长48610万千瓦。在电网建设方面，“十一五”期间，全国累计新增220千伏及以上输电线路、变电设备容量分别为20.23万千米和11.06亿千伏安，电网规模五年实现翻番。
虽然电力供应能力节节攀升，但电力设备平均利用率却不容乐观。国家电监会办公厅副主任俞燕山介绍，2004年至2009年，全国6000千瓦以上电厂累计平均设备利用小时数已经连连下降，至2010年才首次回升，达到4660小时。而在2006年，全国6000千瓦以上电厂累计平均设备利用小时数为5198小时，远远高出2010年的水平。火电设备的利用率不高直接抑制了火电发电量的提高。
“市场煤、计划电”之间的矛盾已经影响到电力投资建设和运营
回顾历年来的“电荒”，电煤都是制约电厂出力的“紧箍咒”，此次“电荒”也不例外。
按照惯例，4月份是电煤需求淡季，但今年却出现“淡季不淡”，市场煤炭价格不断上升、日消耗量保持高位。4月1日开始，我国电煤运输主力通道——大秦线检修，一个月内，秦皇岛港的煤炭库存下滑240万吨，跌幅高达32.7%，加剧了沿海省份的电煤紧张局面。4月，国网公司全月最大缺煤停机容量达到732万千瓦。
今年以来，湖南、江西等水电大省水库来水较往年偏枯，加大了当地电力电量平衡对电煤的依赖。据中国煤炭工业协会通报，今年华东流域来水偏少四至七成，华中流域（除长江）来水偏少一至七成，导致部分地区水电出力减小，水电比重最大的华中电网电煤库存快速下降。
除煤炭市场异常火热、水电乏力等新因素外，煤电价格机制不顺的传统矛盾，也深深制约了火电厂的发电积极性。据国网公司统计，2003年以来，秦皇岛5500大卡煤炭价格累计上涨超过150%，而销售电价涨幅仅为32%。尤其是近年来，煤价不断攀升，而电价基本未涨，出现“发电就亏损、越发越亏损”现象。2010年，五大发电集团公司运营的436个火电企业有一半以上亏损。虽然国家在4月份对全国16个省（区、市）上网电价进行了单边上调，但并未将火电企业引入减亏通道。本次电价上涨至今，秦皇岛港的煤炭价格持续上涨。
“市场煤、计划电”之间的矛盾已经影响到电力投资建设和运营。2010年全国电源投资3641亿元，比上年下降4.3%；其中火电投资1311亿元，比上年下降15.1%。同时，缺煤停机、非计划停运现象增多，对未来的电力正常供应、电网安全稳定带来较大隐患。
必须从能源发展方式入手，优化电源的布局和资源配置
据国家电网公司预计，今年迎峰度夏期间，华北、华东、华中电网电力缺口将达到3000万千瓦，而东北、西北电网却将富余电力2700万千瓦。但由于没有额外输电通道，东北和西北电网富裕电力难以支援“三华”电网。
“这种局部缺电、局部窝电的现象充分说明我国的电源布局和跨区输电能力亟待优化。”中国工程院院士、国家电网东北电网有限公司名誉总工程师黄其励说。
长期以来，我国电力工业主要采用就地平衡模式发展，哪里需要电就在哪里建电厂，大部分火电厂都建在东部地区，而我国煤炭资源主要富集在西部地区。至2010年底，东部地区火电装机已达到3.2亿千瓦，占全国的50％，长江沿岸平均每30公里就建有一座发电厂，南京到镇江段电厂平均间隔仅10公里。
这一发展模式导致电煤运输压力巨大、电厂电煤成本增加。2010年，全国电煤耗用17.3亿吨，其中通过铁路跨省跨区外运14亿吨，占铁路运力的41％。从电煤成本看，长途运输大大增加了电厂的电煤采购成本。以今年3月末5500大卡动力煤价格为例，主产地山西的上站价格为620—640元/吨，集散地秦皇岛港的平仓价格则达到770—780元/吨，消费地广州港的提货价更是高达875—890元/吨。
据了解，近年来，东部省份已经主动降低了电源建设规模和进度，要求加快跨区输电通道建设，提高跨区受电规模。但是受各种因素制约，许多电网规划项目前期工作明显滞后，跨省跨区输送能力不足。
“表面上‘电荒’是由电煤不足、水电乏力引起，但根源上是由粗放的能源发展方式导致。要破解‘电荒’，除加快经济结构调整、控制能源消费总量外，必须从能源发展方式入手，进一步优化电源布局、资源配置，大力提高西部地区输电比例、理顺煤电价格机制、加大跨区电网建设等。”黄其励建议。
