眼下国内电力短缺问题牵涉面广，各种因素相互交织，让市场一时难以看清全貌。要理清头绪，或许得从电力系统管理体制入手——目前尚未形成全国一盘棋的协调机制，部门、行业与地方之间的利益关系有待理顺，这可能是导致电力紧张局面持续蔓延的关键所在。
2015年"能耗双控"政策首次提出后被纳入"十三五"考核体系。配合去产能和环保监管的持续推进，煤炭、火电等传统行业的落后产能逐步退出历史舞台。这种转型让能源供需进入微妙平衡，但疫情防控期间的特殊经济政策打破了这种平衡。去年下半年电力需求快速反弹，煤炭产能释放却跟不上节奏，加上进口量缩减，供需缺口逐渐显现。今年8月后国际煤价飙升叠加冬季储煤需求，火电企业发电积极性受挫，进一步加剧了供电紧张。
煤炭供应为何跟不上？这要从行业现状说起。经过多年去产能和安全环保整治，煤矿基本按核定产能生产。但当增产保供指令下达时，企业响应并不积极。原因在于产能释放受制于安全监管等多重约束——去年9月增产期间接连发生矿难，引发全国安全大检查；今年新修订的刑法更明确事故追责条款，企业管理者面临刑责风险。在这些硬约束面前，保供压力难以转化为实际产能。
管理体制也存在优化空间。目前煤炭、电力、能耗指标都归口发改委管理，这种垂直管理模式容易形成"为控能耗而限电"的传导链条。此次电力危机暴露出，在强调能耗控制的同时，对能源安全供应的重视程度需要提升。
新旧能源交替带来的阵痛同样不容忽视。在"双碳"目标指引下，新能源发展提速，传统火电企业面临转型压力。当煤价高企导致发电亏损时，这些企业缺乏足够动力维持供电——煤电价格联动机制取消后，发电成本与售价倒挂成为常态。某种程度上，电力短缺局面让传统能源企业获得了博弈筹码，它们期待借此推动电价市场化改革。
地方利益博弈让局面更趋复杂。产煤大省希望维持煤价高位，东北老工业基地却因缺煤陷入供电困境；水电富集地区更倾向就地消纳而非外送。这种利益分化导致部分地区出现"各自为政"的现象，加剧了全国电力调配的难度。
破解困局需要构建更高层级的协调机制，统筹能源安全、低碳转型与经济发展多重目标。既要确保过渡期能源供应稳定，又要合理平衡各方利益，更需要通过技术创新和管理创新为绿色发展注入持久动力。这场能源变革没有退路，但前进的道路需要智慧和魄力来铺就。
