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“电荒”向中部省份转移凸显价格管制失效
由于煤炭等上游燃料价格持续上涨造成发电企业运营与投资的能力下降，控制上游的电煤价格是最本能、最习惯性的对策选择。但改革开放以来，我国电煤的总体走势是：价格不断上涨，相关政府部门的价格管制策略逐步减效。
华中电监局有关专家分析说，此轮“电荒”除了传统的南方、华东沿海地区，随着产业转移“电荒”明显向湖南、江西、河南等中部省份转移，福建、安徽等传统的电能输出地区也开始供应趋紧。而这些地方的一次能源资源、电源布局以及电网、路网等基础条件难以在短期内达到应对“电荒”的需求。
今年华中地区首次出现淡季缺电，一半缘于天灾，一半来自人祸。他以华中地区为例做了分析，首先，今年华中地区非常特殊，汛期水情锐减对水电供给造成很大影响。据统计，华中地区今年入库流量较去年同期减少了40%至50%。其次，由于煤价大幅上涨，火电非计划停运，闲置容量大幅增加，也是造成“电荒”的重要原因。
到厂电煤包括两部分，一部分是到厂重点计划电煤，另一部分是到厂市场电煤，重点计划电煤价格要低于市场电煤价格，两者价格差近些年在不断扩大。随着价差的不断扩大，造成了两大问题：一是重点煤炭合同签订量减少，二是即使有了重点煤炭合同，重点煤矿的兑现率也在减少，开口量需要去市场购买。这造成电厂到厂煤价飞涨，以湖北为例，2011年前5个月，电厂到厂电煤价格比2007年高出400元/吨。
一般而言，千瓦时电成本项目包括燃料费、材料费、修理费、职工薪酬、折旧、企业管理费用支出和利息支出等7项。以一个装机容量为30万千瓦的电厂来说，煤炭成本占千瓦时电成本的60%至65%是正常的，但近几年燃料成本占千瓦时电成本的比例逐年上升。记者调研了解到，湖北、江西一些百万千瓦的电厂其燃料成本已经占到千瓦时电生产成本的90%以上，最高的达95%。
由于价格机制没理顺，火电企业大面积亏损，生产积极性受到压制。从电煤监测情况来看，部分生产能力因火电价格低、电煤价格高等问题而处于停机状态。以河南省为例，河南电网装机容量达到4881万千瓦，减发容量约1326万千瓦，实际可调出力仅3555万千瓦。