新华社北京９月１６日电（记者 郑晓奕）国家能源局１５日数据显示，８月份全国全社会用电量同比增长９．１％，较６月份１３％和７月份１１．８％的增速进一步放缓。至此，我国今年夏季用电高峰期在一片紧张声中以稍好于预期的结果画上句号。

    不过，展望未来一段时间，电力形势仍不容乐观。专家提醒，要警惕秋季淡季“电荒”局面。国家电网、南方电网两家供电公司也均称，若水电减发和煤电“顶牛”的局面仍然得不到改观，迎峰度冬期间全国电力缺口或将进一步扩大。

    今夏用电增速放缓 缺口小于预期

    “８月份用电量增速放缓，既有气候因素，也显示我国经济在调整中逐步回归理性。”国网能源研究院副院长胡兆光说。不过，他认为，１至８月份累计用电量增速达１１．９％，反映经济仍然偏热。“对应９％左右的ＧＤＰ增速目标，１０％左右的用电增速会比较理想。”中电联年初预测今年全年用电量增速在１２％左右。

    中电联统计部主任薛静认为，８月份没有出现全国性持续高温天气，尤其是空调用电负荷比重较大的华北、华东地区未现极端用电高峰，也是用电量增速放缓的一个主因。

    但两家供电公司的数据显示，整个夏天全国电力负荷屡创新高，供电形势仍是比较紧张的。国家电网公司１５日迎峰度夏总结会透露，这个夏天国家电网最大电力缺口达３０５５万千瓦，同比增加１１１％，１６个省级电网的用电负荷增幅超过两位数，江西、四川、重庆电力缺口比例超过２０％。南方电网表示，今夏南方５省区持续缺电１０００万千瓦以上，部分省市的电力缺口达到用电负荷的４０％。

    “缺电呈现量大、面宽、时间长等特点，缺电从个别时段转为整个度夏期，缺电原因由以往电煤供应不足的单一因素转为电煤供应不足、来水偏枯、局部地区发电装机不足、跨区电网输送能力不足等多种因素。”国家电网副总经理帅军庆说。

    据悉，受电煤价格上涨影响，发电企业发电意愿不强，电煤库存普遍不足，发电机组因缺煤而停机、出力下降和“非计划停运”现象突出。帅军庆透露，度夏期间全国每日缺煤停机最多达到２３台，影响发电出力７００万千瓦，较去年增加１３台和５１１万千瓦。同时，南方大部分地区的大范围持续干旱影响了水力发电，如华东地区６至８月水电发电量较去年同期减少３９．１％。

    “总体来看，整个夏天的电力缺口小于预期，迎峰度夏算是在高峰中平稳度过。”薛静说。此前中电联曾预警今夏全国用电缺口至少在４０００万千瓦。

    胡兆光认为，今夏缺电情况好于预期说明预警发挥了作用，各方加强了电力需求侧管理。此外，６月份上调了１５个省份上网电价也在一定程度上调动了电力企业发电积极性。

    警惕秋天淡季“电荒” 今冬明春或更缺电

    业内人士及专家均表示，我国缺电局面或将长期存在，今冬明春的供电形势仍然趋紧。帅军庆分析，随着迎峰度夏工作结束，地方鼓励发电的刺激性利好政策取消，发电企业发电积极性将会下降，而且多数发电机组进入秋季检修期，发电能力存在不确定性。“应做好充分的准备，提前应对可能会在秋季用电淡季出现的缺电局面。”

    国家电网预测，今冬最大用电负荷将同比增长１０％。在电煤供应紧张的情况下，我国仍将有较大电力缺口，其中，华北、华东、华中地区以及京津唐、山东、江苏、浙江、湖北、河南、湖南、江西和重庆等省级电网电力供需仍将紧张。

    南方电网表示，进入９月份，受电力需求快速增长、缺煤少水等因素影响，南方５省区电力供应形势依然严峻，这种局面将持续到明年。预计四季度南方５省区电力缺口１４００万千瓦左右，明年上半年电力缺口将在１０００万至１５００万千瓦。

    “长期得不到解决的煤电矛盾仍然是造成缺电局面的主因。”薛静说，煤价持续上涨严重影响了发电企业的发电积极性。一个极端情况是产煤大省山西今夏严重缺电，因火电机组“非计划停运”及出力受阻而影响的发电能力超过１４００万千瓦，导致整个山西电力缺口超过２００万千瓦。

    胡兆光认为，根本的解决之道是改变“市场煤、计划电”的局面。而当前应抓住宏观经济形势较好的时机，重启煤电联动，将煤价上涨压力向下游疏导。