一些受访发电企业、用电企业表示，不仅是今年，2019年、2020年我国局部地区电力供应紧张形势就已经出现。另外，除了用煤难、用煤贵因素导致的燃“煤”之急以外，各地经济快速增长导致用电需求量大、电价改革相对滞后、新能源出力不足等多重因素，均对电力供应紧张形势产生很大影响。

——各地经济加快恢复性增长，被压抑的生产、消费需求得到释放，工业、服务业电力需求持续保持刚性增长态势。国家发改委11月16日通报的数据显示，1至10月全国全社会用电量同比增长12.2%，22个省(区、市)用电增速超过10%，9个省(区)增速超过15%。而1至10月全国规模以上工业发电量达67176亿千瓦时，同比增长10%。

——电价改革相对滞后，相关配套政策缺失，导致电价形成机制仍不畅通。一位发电企业负责人坦言，这次紧急出台的电价上浮政策，确实一定程度上缓解了发电企业的生存压力，但让发电企业和用户去谈电价，协商过程中很可能谈不下来。由于中间还有电网调度等各个环节，两者并不联通，如果没有配套政策支撑，仍然很难执行。不少发电企业认为，必须真正“管住中间、放开两头”，使电力回归商品属性，自觉形成销售电价与上网电价的联动机制，将火电生产成本以市场化的方式向用电端输导。

——新能源电力发展堵点多，用地难、消纳难等“老大难”问题依然未解。湖南大学“碳达峰、碳中和”研究中心对电力行业多家大型央企在北京、湖南、贵州、江西等地区的分(子)公司进行实地调研后发现，存在新能源电力项目资源配置效率不高、营商环境不够便利、市场交易机制不健全、配套政策不够完备等现象。半月谈记者在采访中了解到，青海、内蒙古、陕西等省区因消纳和外送能力有限，弃光、弃风情况不容忽视。西部省区普遍存在电网调峰能力有限的问题，在新能源集中大发时段，火电机组调峰能力短缺，影响电网安全运行。