在“7年来最严重电荒”的背后，我国电力产能闲置却造成了惊人的浪费。“总体平衡”的同时，火电厂不能开足马力、跨区输电不能调剂余缺的现象表明，跨区输电通道不畅问题依旧严重，解决“制度性缺电”刻不容缓。
缺电3000万千瓦 富余电力3500万千瓦 国家电网公司提供的数据显示，今年迎峰度夏期间，华北、华东、华中电网电力缺口3000万千瓦，而东北、西北电网电力富余2700万千瓦，“受端缺电”与“送端窝电”并存。而若再加上“窝电”更严重的内蒙古蒙西电网，富余电力总量超过3500万千瓦，足以弥补上述电力缺口。
内蒙古是全国火电装机容量增长最快、总量最大的地区，截至目前，内蒙古电力总装机容量约7000万千瓦，居全国第一位，然而作为全国最大的电力外送基地，内蒙古西部电网已经连续6年未建一条外送通道。记者在内蒙古电力公司采访了解到，仅蒙西电网供电营业区的8个盟市闲置的发电装机容量就有数百万千瓦，其中包括大量“不用白不用”的风力发电机组，每年因发电机组闲置带来的贷款利息一项就超过20亿元。
龙源电力股份有限责任公司总经理齐来生说，龙源电力在内蒙古电网营业区内风电装机容量共70万千瓦，如果不受限制，全年可以发电15亿千瓦时，实际发电量只有13亿千瓦时，损失利润1亿元。随着冬季采暖期的来临，为了保证热电联产机组的运行，风电的“弃风”问题将更加突出。
宁夏回族自治区的“窝电”现象也越来越严重，国家电网宁夏电力公司总经理崔吉峰说，目前，宁东煤电基地还在加快开发建设，主要在建的电源项目将于今年全部投产，全区电力装机将达到1900万千瓦，在满足向山东送电的情况下，装机富余700万千瓦。
除设备闲置外，在一些“不缺电”地区电力使用中的浪费同样惊人。记者采访了解到，为解决“窝电”问题，一些地方政府推动富余电力“就地消化”，客观上刺激了高耗能工业的发展。今年前三季度，内蒙古、宁夏、甘肃等一批“窝电”省份用电增幅均超过全国用电量增长平均水平，增长幅度最高的省份达28.6%，高出全国平均水平17个百分点。今年上半年，西部地区万元G D P电耗达到1362千瓦时，比东部地区高出478.7千瓦时。受高耗能行业反弹影响，西部地区单位G D P电耗不降反升，上半年同比上升了1.54%。
输电通道系统“梗阻” 近年来，为了“买电”，北京、上海、山东等缺电省市纷纷与内蒙古签署输电协议，但因为无法实施成了一纸空文；为了“卖电”，内蒙古曾建议加快外送通道建设，但至今仍没有变成现实。
就在被余缺双方都视为“救命稻草”的输电通道建设遥遥无期时，另外一些并不“紧急”的跨区输电通道项目却迅速上马、顺利建成。2006年8月，山西至湖北100万伏交流特高压试验示范工程获批，当月开工建设，28个月后投入运行。这一投资50多亿元的“世界首条100万伏特高压输电线路”运行近三年来，并没有在愈演愈烈的“一半是电荒、一半是窝电”中发挥作用：山西省与湖北省一样，都是全国缺电最严重的省区之一，没有多余的电可供外送。
和联接两个缺电地区的通道一样尴尬，有的新建跨区输电工程则联接了两个电力同样富余的区域。2010年9月，投资60多亿元、连接内蒙古呼伦贝尔和辽宁的±500千伏直流工程竣工投运，每年可向东北地区的负荷中心输送180亿千瓦时的电量。但作为目标市场的东北电力市场供大于求，近年来发电机组年利用小时数逐年降低。
除了项目建设滞后、新建工程“无用武之地”外，跨区输电“通而不畅”的现象更加令人深思。记者在蒙西电网统调的一些发电企业采访时，都看到一份电网公司发来的通知：从7月1日起，华北电网取消了蒙西电网外送电力的临时交易。据内蒙古电力公司负责人介绍，蒙西电网通过两个通道共四回向华北电网送电，最高送电能力可达430万千瓦，稍加技术改造，可以达到490万千瓦。执行通知后，外送潮流最低降至197.5万千瓦，能力闲置超过200万千瓦。
在减少蒙西电网向华北电网送电的同时，华北电网缺电形势更加严峻。根据国家电网综合判断，迎峰度冬期间，公司经营区域最大电力缺口达到2800万千瓦左右，其中华北电网450万千瓦，若电煤供需矛盾进一步加剧、且出现持续极端低温天气，电力缺口将进一步加大。
专家建议做大区域电网公司 《经济参考报》记者采访了解到，目前电网建设滞后，首要问题是关于跨区输电用特高压交流还是直流的“技术路线之争”。国家电网公司试图用特高压交流将华北、华东、华中三大区域电网联成一个统一运行的独立电网(下文简称“三华”电网)，并希望将此意见写入电力发展“十二五”规划。但一些电力专家强烈反对，认为这样做不安全、效率低、浪费大、占地多、技术不成熟，并将进一步强化已经高度集中的电网垄断体制。
接受记者采访时，一些业内人士提出这样的质疑：国家电网公司坚持用特高压交流的方式，最重要的一个理由是交流从技术要求上必须是“全国一张网”的运行方式，有利于国家电网公司保持垄断地位；而直流特高压则只能实现远距离输电，而无法形成完全意义上的统一电网。
有关专家认为，不能因为对输电技术方案认识的不统一，或因为部门间利益的“较量”而耽误了跨区输电项目的审批与建设，进而让“制度性缺电”在更大范围、更长时间内肆虐。建议国家加强执行力，确保政令畅通，尽快用行政手段打通已有送电通道的“梗阻”；同时推动电网建设、投资、运营领域的深入改革：
组建新的电力改革推进机构。业内专家表示，电力市场化改革，是利益在不同群体、部门、地区、行业的重新调整，需要有相对超越的权力、管理部门去推动。中国政法大学教授刘纪鹏认为，“电荒”的问题出在价格上，而价格的问题出在行政审批体制上。要解决我国电力改革中的种种问题，就必须加大对行政垄断体制改革的推进力度。如果让旧体制下管制和行政审批的利益者来主导电力改革，囿于种种利益链条的捆绑，必然不可能放弃现有的模式。
推进电网改革，逐步壮大区域电网公司。2002年“5号文件”在业内深入人心，根据5号文件规定，电网企业实行投资多元化，产权股权化，管理公司化的改革，壮大区域电网公司，打破电网垄断。使区域电网公司享有法人财产和独立自主经营权利，将区域内的省级电力公司改组为分公司或子公司，负责经营当地相应的输配电业务。
加快进行电力输配分开的改革。有专家认为，目前我国电网企业仍处于“全部电力的唯一购买方和销售方”的垄断地位，其收入都来自发电企业上网电价和终端用户电费之间价差。可以借鉴发达国家的做法，逐步取消电网作为单一购买方的“竞价上网”办法，代之以全部电量都由发电商与用电户或配电商签订各类购电合同、自行商定电价的方法。经营输电网络的企业不再被允许“买卖电力”，而只能做“传输电力”业务。
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