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　　首先，是能源價格機制不合理。由于在定價機制上仍然是“市場煤、計劃電”，電價受到政府嚴格管制，電煤價格上漲等發電成本增加因素不能通過上網電價進行傳導，并終通過終端銷售電價體現出來，導致發電企業在電煤價格大幅上漲時存煤積極性不高，在電煤價格高過盈虧平衡線以上時采取減少發電甚至不發電的策略，從而降低了供電能力。按照國家電力調度通信中心的統計，1月10日直供電網煤炭庫存僅夠8天用量，為近年來低水平，缺煤停機容量高達867.5萬千瓦。這種局面的出現，與能源價格機制特別是電價機制不合理有很大關系。

　　山西作為我國產煤大省，也屢屢出現電煤不足引發的供電緊張情況，問題也主要出在價格上面。由于平均上網電價明顯低于東中部地區，山西燃煤電廠承受電煤價格上漲的能力更弱，更多依賴于當地小煤窯發電，當政府整合煤炭企業、加大小煤窯關停力度時，山西出現供電緊張局面也就不那么令人意外了。

　　嚴格的價格管制使電價的市場調節功能嚴重弱化甚至扭曲，在電力緊張時既不能增加有效供給，也無法不合理的用電需求。2009年11月以來我國用電需求呈現井噴式增長，連續兩個月增速均在26%以上，除經濟回暖、低溫天氣等因素的帶動外，與價格機制不合理導致高耗能行業快速拉動有很大關系。

　　其次，是電力發展方式不合理。我國的能源資源稟賦決定了能源結構長期以煤炭為主，近20年來火電在全國發電量中的比重一直保持在五分之四以上。由于煤炭資源分布同生產力布局很不平衡，客觀上需要進行遠距離、大規模的能源輸送。而在電力發展中，由于長期注重局部地區自求平衡，導致大區電網之間聯系較弱，大量燃煤電廠分布在煤炭資源較為匱乏的東中部地區，造成電力發展和能源配置深受電煤運輸環節的制約。根據有關測算，按電網調入口徑，京津冀魯、華中東四省和華東地區輸煤輸電比例分別為6比1、13比1和48比1。在電網跨大區調節能力不足的情況下，一旦運力受限或電煤產銷出現波動，極易引發電力供需矛盾，形成煤電運緊張局面。

　　除山西外，近期供電緊張的湖北、江西、重慶、山東、上海等省市，都是煤炭受入地區。這些地區之所以缺電，關鍵就在于電煤不足導致發電能力不能充分釋放，而非發電裝機不足，深層次原因則是電力發展方式不合理。華中地區由于重點水電廠來水較往年偏枯30%以上，對火電的依賴比往年更強，煤電運矛盾也就更為突出一些。

　　從根本上解決煤電運緊張問題，一方面，需要國家深化能源價格改革，尤其是加快電價改革，建立科學的電價機制，充分發揮價格杠桿的調節作用。另一方面，需要加快轉變局部地區自求平衡的電力發展方式，按照輸煤輸電并重、加快發展輸電的方針，在西部、北部建設大型坑口電源基地，通過特高壓骨干電網，向東中部負荷中心進行遠距離、大規模輸電，充分發揮大電網優化配置資源的作用。

　　這其中，推進特高壓電網發展尤為重要，是轉變電力發展方式、解決煤電運緊張問題的治本之策。發展特高壓，可以大大提高電網的經濟輸電距離，優化能源配置方式，促進輸煤向煤電轉換，突破長期存在的電煤運力瓶頸，從而打破煤電運緊張反復出現的怪圈。同時，還有利于擴大聯網規模，充分發揮水火互濟和跨大區調劑電力余缺的作用，增強電網應對局部地區用電需求和發電出力變動的能力。

　　華中、華東由于同屬煤炭調入區和長江流域，來水豐枯特性相似，電網互供能力有限，加強同華北、西北聯網，特別是加強同華北聯網，構建堅強的華北—華東—華中特高壓交流同步電網，并同西北、東北電網進行直流聯網，對解決東中部負荷中心地區具有根本性的意義。事實上，在應對近期部分地區供電緊張矛盾過程時，國家電網公司去年年初建成的晉東南—南陽—荊門特高壓交流試驗示范工程，以及年底提前建成的寶雞—德陽直流輸電極Ⅰ系統和靈寶直流背靠背擴建系統，就發揮了顯著作用，使華中從華北、西北電網的受電能力增加了400萬千瓦。特別是特高壓交流試驗示范工程，大送電電力達到250萬千瓦，不僅充分驗證了特高壓交流輸電可行性，而且驗證了發展特高壓電網，實施電力大規模、遠距離輸送和大范圍能源資源優化配置的電力發展思路的科學性。

　　根據國家電網公司的規劃，2012年將建成錫盟—上海、陜北—長沙、雅安—上海、蒙西—濰坊“兩縱兩橫”特高壓骨干電網，屆時，特高壓輸電能力將過5000萬千瓦，每年可輸送3000億千瓦時電，相當于輸送煤炭1.5億噸，煤電運緊張局面動輒出現的問題有望較好解決。