电力跨区输送能力有限，也是导致今年 “电荒”提前到来的原因之一。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、西北电网却有富余电力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。
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。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。
华东电网公司发展策划部高级工程师杨宗麟分析说，我国现有的电源结构以火电为主，全国超过80%的电源装机是火电，火电装机一旦遇到煤炭供不应求或煤炭价格上涨，就会对发电供应带来影响。从长远讲，应逐步降低煤电在发电装机中的比重，减少对煤炭的依赖，同时，加大水电、核电、风电以及太阳能等新能源发电的比重。
针对目前电源在建规模严重不足和火电建设积极性降低的问题，中电联呼吁，尽快核准开工较大规模的电源项目，特别是尽快开工建设一批大中型水电项目，在确保安全的前提下高效发展核电，积极推进新能源电力发展。与此同时，开工建设一定规模火电项目，主要是煤炭基地清洁高效燃煤电厂和天然气电厂，还要加快远距离交直流特高压跨区线路建设，解决 “十二五”中期可能出现的大范围缺电难题。
如何走出 “年年电荒”的怪圈？
“电荒困局”须 “解”在电外。业内人士认为，对于各级政府而言，来势汹汹的电荒敲响了经济结构调整的警钟。
统计数据显示，今年一季度华东地区全社会用电量同比增长14.9%，超过 “十一五”的五年平均数。其中，浙江省用电量同比增长15%，江苏省用电量增长14.8%。杨宗麟认为，今年以来，长三角电力需求增长强劲， 4月份浙江省电力需求增长超过20%，但结构性矛盾突出，在电力供需上，还存在着季节性和地区性不平衡的问题。
从用电结构看，工业用电仍然占绝对比重，高耗能产业 “抬头”是用电增加的重要原因。数据显示，一季度，化工、建材等高耗能行业的用电增长对全社会用电量的贡献率超过三成，去年迫于节能减排达标压力而受到抑制的高耗能产业产能集中释放。有关专家认为，只有运用行政、经济和技术手段，推进能源利用方式与经济转型升级，才是电力可持续发展之道。
此外，缓解 “电荒”电网大有可为，业内人士建议推进电力直接交易。
国务院政策研究室综合司副司长范必指出，目前电网企业主要收入来源是上网电价与销售电价之间的价差，而目前的情况是电网所收取的电力购销差价过大。国内大部分地区企业上网电价是0.3-0.4元/千瓦时，而东部工业实际用电成本是上网电价的2-3倍，商业用电普遍在1元以上。如此之高的差价，除合理的输配电成本外，很多来自于说不清的交叉补贴和销售环节各种形式的收费加价，这些都具有相当大的压缩空间。
他进一步指出，这种 “统购统销”的电力交易模式，让电力用户与发电企业不直接见面，无法建立反映市场供求关系的价格信号，增大了不必要的交易成本。因此，他建议，同其他普通商品交易一样，电力也应该实行发电方与使用方直接交易。 “这样可以使具有较强市场竞争能力的高效节能机组多发电，也可最大程度地满足用户的用电需求。特别需要指出的是，由于减少了交易环节，直接交易将使工商企业的用电成本大幅度降低。”他说，从国外经验看，英国实行电力交易改革后，平均用电消费成本下降了30%。
目前，国内已开始在一些地区实行电力直接交易试点，其中，内蒙古通过建立电力多边交易机制，通过电企和用户直购电方式获得的电价优惠幅度在0.03-0.06元/度，第一批参与的45家企业仅电力成本每年就节省2250万元-4500万元。 本报记者 李蕾
