与优胜劣汰的自然法则不同，大容量、低能耗大机组出力恰恰受阻。
　　日前，国家电监会发布《2011年度发电机组并网运行情况监管报告》。这是我国首份专门针对发电机组运行情况的专项监管报告。
　　监管报告显示，2011年全国共有10 个省份60 万千瓦与30万千瓦等级火电机组利用小时数“倒挂”，南方、东北、西北区域倒挂明显。
　　电监会给出的倒挂省份名单中，甘肃省倒挂最为严重，由去年的521小时扩大为795小时（-795）。其余9个省份分别是：吉林（－625）、宁夏（－574）、黑龙江（－427）、山西（－399）、陕西（－340）、贵州（－316）、浙江（－151）、广东（－101）、湖南（－87）。
　　一般而言，能耗容量等级较高的常规燃煤机组参数高、煤耗低，而容量等级较低的常规燃煤机组则参数低、煤耗高。
　　电力部门2011年底的统计， 国内100万千瓦级机组标准煤耗为290克/千瓦时左右，60万千瓦级机组为310克/千瓦时左右，30万千瓦级机组则为340克/千瓦时左右。从节能减排层面考虑，应安排大机组多发电，但实际运行情况并非如此。
　　根据业内专家分析，大机组与小机组“倒挂”由多个因素叠加而成。其中包括，电网架构问题、电力调度安全问题、缺煤停机、火电机组技术因素等。

　　政府平均分配电量
　　根据电监会报告，在电力监管部门作用下，倒挂状况有所好转。与2010年相比，今年倒挂省份减少3个。
　　在诸多影响倒挂的因素中，排在首位的是以政府主导的电量分配制度阻碍大机组出力。
　　目前，多数地区年度发电量计划仍然按照行政办法分配到机组，发电运行节能减排的潜力没有得到很好发挥。
　　“各地经信委、能源管理部门在电量分配时，对大机组倾斜不够。导致大小机组发电量没有拉开差距，大机组吃不饱，小机组吃小灶。这种行政调控方式与优胜劣汰、能者多劳的规律相违背。”一位电力行业专家说。
　　在电力工业发展过程中，电网建设相对滞后。电网网架结构不合理造成60万千瓦及以上机组出力受限。
　　60万千瓦机组多在资源中心，电力需要高压等级网络送出。部分省（区）内由于电网网架结构原因导致高电压等级网络下送容量不足，大机组出力受限而窝电，位于负荷中心区的30万千瓦级机组只能多发电。
　　从电力系统结构来看，60万千瓦及以上机组发挥着承上启下的作用，电力调度机构由于系统稳定备用等需要，不是让60万千瓦及以上大机组在高负荷水平运行，而是利用其调峰能力强的特点进行更多的深度调峰，造成60万千瓦及以上机组负荷率较低，进而影响利用小时数。此外，我国西部地区新投产的60万千瓦级常规燃煤机组多是空冷机组。这类机组在超设计高温天气下，无法满负荷运行，出力受阻，一定程度上影响全年小时数。

　　建立竞争市场，不吃大锅饭
　　除完善电网架构外，加快电力市场机制建设、推进市场化改革是解决倒挂的关键所在。
　　从发电企业层面来看，“解决这一问题的出路是取消电量分配体制。由发电主体根据市场情况决定自身生产规模，建立竞争性电力市场”。上述电力专家说。
　　作为电力市场监管机构，电监会早就注意到此问题的严重性。2011年7月，电监会下发《关于完善厂网合同电量形成机制有关问题的通知》。通知要求，“在有条件的地区，探索不再每年分配发电量指标，水电机组试行按多年平均上网电量作为年度预期电量，其他发电机组试行按同类机组三年或多年平均上网电量作为年度预期电量，新建机组参照同类机组确定。”
　　电监会一直推进电力市场化建设，但目前的状况是：电力实行统购统销，发电企业售电端仍不能选择，用户无法与电厂直接交易，多买多卖的市场格局没有形成。
　　在这种市场格局下，“大用户直接交易”被发电企业、用户、监管机构再次提出来。
　　大用户直接交易的思路是，在不改变电网体制的前提下，规模以上用户与发电企业建立市场机制。一定电压等级或一定用电量等级以上的用户直接向发电企业洽购电能，向电网企业交纳过网费。
　　但目前，这一市场化模式进展并不顺利。“一个主要原因就是把这种市场化的探索纳入了行政审批的框架，谁参加要批，与谁结对要批，交易多少电量也要批，层层批，事事批。市场的活动性被审批限制，企业自主交易权变成了政府的特许和恩赐。”一位电力体制改革派专家无奈地说。