目前，我国虽尚未进入用电旺季，但大部分省份电力供应形势已呈现出紧缺态势。限电的政府干预行为在部分区域和产业业已执行，如浙江省部分地区开始实行“开三停一”、“开五停二”的限电措施。国家能源局预测，今年上半年全社会用电量将达2.2万亿千瓦时，同比增长11%左右；迎峰度夏期间用电负荷将会增长较快，华北、华东、华中和南方电网电力供需存在偏紧可能。
　　
　　电荒的表象原因：需求激增，供不应求
　　
　　全国性偏紧、区域性缺口和季节性矛盾显著是今年电力供给的主要特征。
　　
　　全国来看，由于一季度能源供应保持稳定增长，供需紧张背后更多是需求端的旺盛所致。作为“十二五”的开局之年，2011年各地建设项目纷纷上马，而其中，基础建设投资项目所占比重较大，这会拉动能源需求的较快增长。
　　
　　区域角度，今年浙江省的最高负荷将超过5000万千瓦，而极限供电能力只有4600万千瓦，即使考虑到部分机组恢复满运行等因素，在迎峰度夏时全省电力缺口将超过350万千瓦。与用电需求激增形成对比的是,电力市场供不应求现象较为明显。数据显示，一季度浙江电网没有新投产机组。截至一季度末，浙江电网统调装机容量为 3707.5万千瓦，同比仅增长3%，而大唐乌沙山电厂紧急停机、机组故障检修、燃油燃气不足等导致省内电力供应持续紧张。同时由于自然因素，来水不丰造成一季度水电发电量仅5.81亿千瓦时，同比下降23.17%。
　　
　　季节性矛盾也是造成电力供求缺口的原因之一。仍以浙江省为例，根据目前用电需求趋势，预计二季度全省统调用电量可达695亿千瓦时，最大负荷或达4200万千瓦。而同时，尽管二季度浙江省将新增装机容量130万千瓦，但综合考虑机组检修期、燃油燃气供应不足等因素，二季度浙江省的电力供应仍存在较大缺口，最大缺口将达430万千瓦左右。
　　
　　电荒的深层原因
　　
　　高耗能用电增长快，经济重工业发展模式难改。电力是国民经济运行的基础性投入生产要素，电力消费规模和消费结构变化可以清晰反映出经济增长模式及其演变趋势。自2010年，我国进入新一轮经济与电力消费增长周期，三次产业和城乡居民生活用电量占全社会用电量比重分别为2.4%、74.7%、10.7%和12.2%。2011年第一季度各类电力消费占比变化为1.8%、73.5%、11.3%和13.3%，第一、二产业电力消费比重有所下降，而第三产业和城乡居民生活用电比重略微上升，这与经济增长方式转变趋势相一致。一般而言，发达国家完成工业化时期三次产业和城乡居民生活用电量占全社会用电量比重分别为1%、60%、19%和20%。由此可见，中国经济转型尚未实现，第三产业和消费需求对经济的拉动作用仍较为有限，工业仍是经济增长的主动力。

   　具体到工业部门内部，年初工业产出的回升更多的是由重工业拉动，这可从电量数据上反映。一季度，轻工业和重工业用电同比增长率分别为11.4%和12.3%，占全社会用电量比重为11.7%和60.6%。无论是从总量还是增速角度，重工业用电量都显著高于轻工业。重工业内部，一季度化工、建材、钢铁冶炼、有色金属四大重点行业用电量占比32.3%，对全社会用电量增长贡献率达28.5%。总体上看，中国经济增长仍未摆脱高耗能的痕迹。
　　
　　我国转变经济发展方式、调整经济结构仍然面临一些体制性、结构性障碍，依靠能源资源投入支撑经济增长的粗放型发展方式尚无明显改变，转变能源发展方式、调整能源结构仍然面临挑战。
　　
　　电煤矛盾突出。近年来，电力体制改革之后，运力不足、煤价上涨导致的电煤供需矛盾逐渐凸显，成为影响电力稳定供应的主导因素。具体到地方，由于铁路运力不足，内蒙古等主要产地的电煤不得不依靠不稳定、不经济的公路进行运输；华中等负荷中心则难以从区外调入大量电煤，用电高峰缺煤停机的情况屡有发生。电煤价格持续上涨，煤电企业业绩普遍欠佳，煤电企业购煤储煤能力明显下降，成为未来电力供应的隐忧。根据中电联统计，截止至2010年底，全国多达15个省份的火电运行亏损，升高的资产负债率使电力企业融资难度增加，电力行业投资动力和投资规模下降。而同时，由于日本地震引致的核电危机使中国核电建设进度放缓，这进一步加剧电力紧张形势。
　　
　　从煤炭运力来看，尽管铁路网的运力不断提高，但煤炭运输的两大瓶颈并未消除。在煤炭主产地“三西”（山西、陕西、蒙西），全年铁路外运新增需求超过1亿吨，但铁路新增运力的极限值仅为9000万吨，而公路运力也已接近饱和，“三西”外运仍然面临沉重压力。在煤炭重要调入地华中，今年直达运力并无显著增长，核心枢纽郑州铁路局电煤铁路配置运力较上年还下降了约1500万吨，这可能会使华中电煤运力的紧张局面进一步凸显。
　　
　　从煤炭价格来看，在电力需求快速增长、国际煤价高位运行、石油价格持续上扬等因素的影响下，年内特别是消费旺季来临之前市场交易煤仍有上涨的动力。重点合同煤名义上“禁止涨价”，但据中国能源研究会分析，2011年合同煤的实际执行价格仍将会变相上涨30元/吨左右。若年内煤价水平继续大幅上涨，而电价得不到有效疏导，电力企业的亏损面和亏损程度将会进一步扩大，从而致使更多煤电企业无力购煤储煤、保障电力供应。

  　如何应对电荒
　　
　　调整电力消费结构，增加有效供给。“十二五”期间，作为经济增长的两大驱动马车，工业化和城镇化仍将推动能源需求的持续增长。在此背景下，资源环境约束的凸显和煤电油气运保障供应难度的加大，将使合理控制能源消费总量的任务紧迫而艰巨。
　　
　　国家能源局计划从增加有效供给、压缩不合理需求两个方面着手，配合增长方式转变的经济战略，缓解电力缺口。首先，抑制不合理需求，充分利用能源资源约束增强形成的市场倒逼机制，加强电力、天然气需求侧管理，合理控制能源消费总量，提高能源利用效率，推进结构调整。其次，加快推进煤炭应急储备、能源价格形成机制改革等经济运行调节长效机制建设，加快推进应急物资储备建设，完善应急预案，加强应急物资保障综合协调，提高应急反应和物资保障能力。此外，为迎接夏季用电高峰，对可能出现的供应缺口，制定周密应对措施，做好有序用电方案，确保居民生活和重点领域用电，绝不允许拉限居民生活用电。
　　
　　成本冲击促经济模式转变。国外经验显示，部分国家经济增长方式转变和产业结构优化均受益于能源危机和成本上涨的压力。如1973年发生的第一次石油危机使得日本经济受到重创。当时，日本经济仍处于重工业化阶段，能源依赖于进口、经济增长依赖出口的发展模式使其在第一次石油危机中损失惨重。为重振本国经济、扭转竞争力下滑态势，日本大力推进节能技术革命，加快新能源和节能技术的研发，引导生产要素向低能耗产业流动。
　　
　　当前，中国自然资源、原材料和劳动力等生产要素成本上涨使企业存在内部动力去转变生产方式，而其中，人民币持续升值的压力使出口型企业生产方式转变的动力尤其强烈。经济增长方式的转变必将带来产业结构的优化升级和单位能耗的下降，从而改变原有不合理的电力消费结构。
　　
　　大力发展新型清洁能源。要从根本上解决煤电矛盾,减少对煤炭、石油等不可再生资源的依赖，需要大力发展现代能源产业。现代能源产业不仅包含核能、风能、太阳能和生物质能等领域的开发利用，还包括洁净煤、智能电网、分布式能源、车用新能源等对传统能源升级的新内容。一方面，政府相关部门需要采取有效措施加大节能力度，提高传统能源清洁化利用水平，同时推进替代产业发展，加大天然气等清洁能源利用规模。另一方面，通过加快建设水电、核电项目，加快推进风能、太阳能、生物质能等可再生能源的转化利用，来推进能源结构的优化调整，促进非化石能源产业的发展。