首先，是能源价格机制不合理。由于在定价机制上仍然是“市场煤、计划电”，电价受到政府严格管制，电煤价格上涨等发电成本增加因素不能通过上网电价进行传导，并终通过终端销售电价体现出来，导致发电企业在电煤价格大幅上涨时存煤积极性不高，在电煤价格高过盈亏平衡线以上时采取减少发电甚至不发电的策略，从而降低了供电能力。按照国家电力调度通信中心的统计，1月10日直供电网煤炭库存仅够8天用量，为近年来低水平，缺煤停机容量高达867.5万千瓦。这种局面的出现，与能源价格机制特别是电价机制不合理有很大关系。

　　山西作为我国产煤大省，也屡屡出现电煤不足引发的供电紧张情况，问题也主要出在价格上面。由于平均上网电价明显低于东中部地区，山西燃煤电厂承受电煤价格上涨的能力更弱，更多依赖于当地小煤窑发电，当政府整合煤炭企业、加大小煤窑关停力度时，山西出现供电紧张局面也就不那么令人意外了。

　　严格的价格管制使电价的市场调节功能严重弱化甚至扭曲，在电力紧张时既不能增加有效供给，也无法不合理的用电需求。2009年11月以来我国用电需求呈现井喷式增长，连续两个月增速均在26%以上，除经济回暖、低温天气等因素的带动外，与价格机制不合理导致高耗能行业快速拉动有很大关系。

　　其次，是电力发展方式不合理。我国的能源资源禀赋决定了能源结构长期以煤炭为主，近20年来火电在全国发电量中的比重一直保持在五分之四以上。由于煤炭资源分布同生产力布局很不平衡，客观上需要进行远距离、大规模的能源输送。而在电力发展中，由于长期注重局部地区自求平衡，导致大区电网之间联系较弱，大量燃煤电厂分布在煤炭资源较为匮乏的东中部地区，造成电力发展和能源配置深受电煤运输环节的制约。根据有关测算，按电网调入口径，京津冀鲁、华中东四省和华东地区输煤输电比例分别为6比1、13比1和48比1。在电网跨大区调节能力不足的情况下，一旦运力受限或电煤产销出现波动，极易引发电力供需矛盾，形成煤电运紧张局面。

　　除山西外，近期供电紧张的湖北、江西、重庆、山东、上海等省市，都是煤炭受入地区。这些地区之所以缺电，关键就在于电煤不足导致发电能力不能充分释放，而非发电装机不足，深层次原因则是电力发展方式不合理。华中地区由于重点水电厂来水较往年偏枯30%以上，对火电的依赖比往年更强，煤电运矛盾也就更为突出一些。

　　从根本上解决煤电运紧张问题，一方面，需要国家深化能源价格改革，尤其是加快电价改革，建立科学的电价机制，充分发挥价格杠杆的调节作用。另一方面，需要加快转变局部地区自求平衡的电力发展方式，按照输煤输电并重、加快发展输电的方针，在西部、北部建设大型坑口电源基地，通过特高压骨干电网，向东中部负荷中心进行远距离、大规模输电，充分发挥大电网优化配置资源的作用。

　　这其中，推进特高压电网发展尤为重要，是转变电力发展方式、解决煤电运紧张问题的治本之策。发展特高压，可以大大提高电网的经济输电距离，优化能源配置方式，促进输煤向煤电转换，突破长期存在的电煤运力瓶颈，从而打破煤电运紧张反复出现的怪圈。同时，还有利于扩大联网规模，充分发挥水火互济和跨大区调剂电力余缺的作用，增强电网应对局部地区用电需求和发电出力变动的能力。

　　华中、华东由于同属煤炭调入区和长江流域，来水丰枯特性相似，电网互供能力有限，加强同华北、西北联网，特别是加强同华北联网，构建坚强的华北—华东—华中特高压交流同步电网，并同西北、东北电网进行直流联网，对解决东中部负荷中心地区具有根本性的意义。事实上，在应对近期部分地区供电紧张矛盾过程时，国家电网公司去年年初建成的晋东南—南阳—荆门特高压交流试验示范工程，以及年底提前建成的宝鸡—德阳直流输电极Ⅰ系统和灵宝直流背靠背扩建系统，就发挥了显著作用，使华中从华北、西北电网的受电能力增加了400万千瓦。特别是特高压交流试验示范工程，大送电电力达到250万千瓦，不仅充分验证了特高压交流输电可行性，而且验证了发展特高压电网，实施电力大规模、远距离输送和大范围能源资源优化配置的电力发展思路的科学性。

　　根据国家电网公司的规划，2012年将建成锡盟—上海、陕北—长沙、雅安—上海、蒙西—潍坊“两纵两横”特高压骨干电网，届时，特高压输电能力将过5000万千瓦，每年可输送3000亿千瓦时电，相当于输送煤炭1.5亿吨，煤电运紧张局面动辄出现的问题有望较好解决。