今年以来，受电力需求快速增长、电煤供应紧张、火电机组出力受限等因素影响，电力供需形势总体偏紧，预计2011年最高负荷同比增长13.5%。
今年“电荒”为何提前到来？应如何保证电力供应和缓解用电紧张？
据统计，5月20日，各地最大电力缺口中，江苏为624万千瓦、浙江为386万千瓦、安徽为204万千瓦、江西为124万千瓦、重庆为91万千瓦。
今夏电力缺口预计将达3000万—4000万千瓦
5月23日，国家电网公司召开迎峰度夏安全生产电视电话会议。记者了解到，目前，国家电网公司经营区域的电力需求仍保持较快增长，预计2011年最高负荷同比增长13.5%。
据介绍，如果电煤供应仍持续当前态势，迎峰度夏期间，国家电网经营区域的电力供需矛盾将进一步加剧，预计电力缺口将扩大到3000万—4000万千瓦。
今年一季度，15个省级电网出现电力缺口，最大电力缺口达2716万千瓦（出现在1月份），华北、华中、华东、西北电网均出现电力供应紧张情况。
记者了解到，明后两年，若不采取有效措施，电力供需紧张形势将进一步加剧，缺电将呈现“量大、面宽、时间长”的特点。
据介绍，2013年，若淮南（浙北）—上海、锡盟—南京等一批特高压项目能如期建成投产，可基本解决国家电网经营区域电力供需紧张矛盾；否则，国家电网经营区域最大电力缺口将超过7000万千瓦。
高耗能产业抬头等原因造成“电荒”
今年“电荒”提前到来的原因是什么？
记者了解到，从电力发展方式看，长期以来，我国电力发展以就地平衡为主，能源配置过度依赖输煤。
我国“三西”（山西、陕西、蒙西）煤炭调出区输煤输电比例为20∶1，华东煤炭调入区输煤输电比例为48∶1，输电比重明显偏低，带来运力紧张、煤炭价格快速上涨等一系列问题。
同时，我国跨区电网建设滞后。受土地、环境承载能力等因素制约，我国东部地区火电发展空间极其有限，急需通过跨区电网从西部、北部能源基地向其大规模输电。但目前跨区电网建设严重滞后，跨区输电能力不足。
此外，电煤供需矛盾突出。由于煤炭价格大幅度上涨，远高于电价调整幅度，火电企业出现长期大面积亏损，而且发电越多、亏损越大，发电意愿不断下降。而缺煤停机、非计划停运等现象明显增多，进一步制约了发电能力。
从用电需求快速增长情况来看，2011年一季度，全国全社会用电量为10911亿千瓦时，同比增长12.7%。其中，2月份是春节所在月份，用电量首次超过3000亿千瓦时。
高耗能产业抬头，是用电增加的另一个重要原因。由于今年是“十二五”开局之年，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，呈现出集中释放的态势。
组织跨区电力支援
针对用电紧张的严峻情况，国家电网公司表示将多措并举，缓解今年迎峰度夏期间电力供需紧张矛盾。
首先，组织跨区电力支援。目前，国家电网经营区域跨区输电能力已达3167万千瓦。今年迎峰度夏期间，公司将安排跨区跨省电力交易计划，重点支援缺电严重地区。
其次，加强电网安全管理。
同时，积极开展需求侧管理。切实履行电力需求侧管理实施主体的职责，保障电力有序供应，并优先保证居民生活、医院、学校等涉及公众利益和国家安全的重要用户用电。
最后，加快跨区跨省电网建设。加快特高压交流试验示范扩建工程、锦屏—苏南特高压直流、青藏直流等在建工程的建设进度，加快特高压电网规划项目的前期工作，争取尽早核准和开工建设。
多措并举破解“电荒”困局
国家电网公司提出，加快转变电力发展方式，提高能源利用效率，是解决当前电力供应短缺的根本办法。
要缓解今年迎峰度夏期间电力供需紧张矛盾，一是要加强电煤产运衔接，稳定电煤价格；二是发挥各级政府在有序用电管理中的主导作用，切实保障社会供用电秩序；三是及时发布电力供需信息，引导社会科学用电、节约用电。
据介绍，在加快转变电力发展方式、提高能源利用效率方面，应积极推进能源基地建设，优化电源地区布局，改变就地平衡的发展模式；同时，坚持输煤输电并举，大力提高输电比例，减少大规模、长距离输煤压力；最后，要支持特高压输电技术的发展和应用，加快跨区跨省电网建设，充分发挥大电网优化配置能源资源的作用，提高能源利用效率。
国家电网公司表示，加快电源结构调整，确保电力可靠供应，理顺煤电价格关系，构建科学合理的电价形成机制，也是解决电力供应短缺的有效手段。
中国神华上半年实现营业收入492.82亿元，同比增长26.8%；实现营业利润192.26亿元，同比增长32.5%；实现归属于母公司股东的净利润为141.46亿元，同比增长43.6%，实现每股收益0.71元。
作为国内唯一集煤炭、电力两大业务于一体的公司，其中报也在一定程度上反应了当前两个行业的矛盾。公司煤炭业务在煤价上涨的同时优化销售结构，获得较快的业绩增长；但电力业务成本上升明显，业绩略有下滑。
煤炭销售结构优化
受益于强劲的煤炭需求，公司的煤炭销售价格稳步提高。2008年上半年，中国神华的平均销售价格为353.5元/吨，比去年同期增长12%。公司表示，影响其平均煤价涨幅的主要因素：一是坑口、直达、下水三种销售方式煤价差别较大、上涨幅度不同；二是采用上述三种销售方式的销量变化，导致销售结构变化。
中报显示，上半年不同销售方式煤价均有一定涨幅。其中坑口销售平均煤价为114.8元/吨，比去年同期的95.8元/吨上涨了19.8%；直达销售平均煤价为268.9元/吨，比去年同期的244.5元/吨上涨了10%；下水销售平均煤价为424.4元/吨，比去年同期的361.1元/吨上涨了17.5%；出口煤价为492.6元/吨，比去年同期的374.6元/吨上涨31.5%。
今年上半年，出口煤价主要受到国际煤炭市场价格走高的影响，中国神华与主要客户签订的长约煤炭出口合同价比2007年的长约煤炭出口合同价有所上升；但同时，2008年人民币兑美元汇率升值，出口销售结算适用的加权平均美元兑换汇率为7.0682，人民币升值9.4%，使得以美元定价表示的出口销售价格在折回人民币后有所降低。
此外，根据公司中报表示，销售结构的变化是影响公司平均煤价的主要因素之一。从销售结构变化来看，中国神华坑口煤销售占比由2007年上半年的4.6%上升到2008年上半年的9.1%，这主要由于锦界能源、胜利矿区分别向锦界能源电厂和坑口电厂供煤，且两煤矿上半年产量同比增幅较大；下水煤销售占比由2007年上半年的53.1%下降到2008年上半年的50.3%；出口煤销售占比由2007年上半年的12.5%下降到2008年上半年的9.2%，主要受今年国家减少了煤炭出口配额的影响。上半年煤炭出口量仅为1060万吨，同比下降13.1%。
中国神华董事长陈必亭认为，下半年煤炭供应紧张的状态将会持续，特别是电煤供应紧张的局面在煤炭消费旺季可能加剧。近期国家对煤炭现货价格实施的临时干预措施，抑制了煤炭现货价格的进一步上涨。长期来看，中国煤炭市场化改革仍将继续。此外，潜在的资源税改革等政策性增支因素将影响公司的成本控制。但在国家“扶大限小”的产业政策指导下，大型煤炭企业将会有更大的发展空间。
发电业务利润下降
中国神华向内部发电分部销售煤炭是公司独特的一体化经营模式。截至报告期末，公司控制及经营14家燃煤发电厂，总装机容量及权益装机容量分别为1759.1万千瓦及1056.9万千瓦，权益装机容量占总装机容量的60.1%，平均单机容量为35.2万千瓦。
2008年，随着公司拥有电厂装机容量增加，相应对煤炭需求量增加。上半年，公司共向发电业务销售煤炭1970万吨，同比增长38.7%，占全部煤炭销售量的比例从14.5%增加到17.1%。同时，公司向发电业务销售煤炭的价格也从321.1元/吨增加到333.8元/吨，增长4%，主要因为2008年合同煤价较2007年有所上涨。但公司表示，由于发电分部对煤炭的新增需求主要在坑口等煤价相对较低的地区，因此平均价格涨幅较低。
公司发电分部上半年总发电量同比增长24.4%至474.0亿千瓦时，总售电量同比增长24.6%至441.6亿千瓦时。在消化煤价上升等因素的基础上，发电业务实现分部利润24.25亿元，同比下降25.4%，营运利润率从27.9%下降到17.4%。
此外，公司铁路分部上半年实现利润48.68亿元，同比增长4.6%；港口分部实现营业收入9.93亿元，同比增长4.6%，实现利润2.26亿元，同比增加33.7%。
