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　　国家能源局通报显示，一季度我国全口径全社会用电量累计10911亿千瓦时，同比增长12.7%。其中，3月份与1月份的全社会用电量基本相当，接近去年7、8月份迎峰度夏高峰时段的用电量。1月份国网公司经营区域内有9个省级以上电网最高用电负荷创历史新高，区内最大电力缺口达2716万千瓦。进入4月份以后，许多地区用电负荷大增，有的甚至开始限电。

　　按惯例，夏天才是每年的用电高峰，一季度是能源需求的淡季。今年为何“电荒”提前到来？

　　电力需求“淡季不淡”，体制性结构性矛盾导致缺电加剧

　　“用电量的同比大增不能认为是经济过热的表现，应当看到，虽然一季度工业用电量仍占全社会用电量较大比重，但这一比重环比有所下降，同时也低于近年来同期水平。”国家能源局综合司副司长王思强说。

　　今年一季度部分地区出现限负荷情况，除采暖负荷持续攀升、工业负荷恢复等需求侧原因外，也受到电煤价格、电力跨区输送能力等供应侧的影响。

　　与往年相比，今年一季度国内煤价持续在高位运行，波幅明显收窄。中国煤炭协会副会长王广德介绍，通常情况下，受气候、煤矿节假日放假检修等多重因素影响，每年一季度煤炭价格往往出现较大波动。而今年，秦皇岛港5500大卡市场动力煤价格一季度波动幅度基本在10元/吨，波幅较大的广州港也只有30元/吨。由于煤炭需求持续旺盛，国内煤价始终延续春节前后的高位态势。国网能源研究院副院长胡兆光说，即便电力需求拉升，高煤价也使电厂没有扩产积极性。他介绍，今年一季度，已经有电厂因为煤价太高导致电煤供应不足，进而停机。

　　电力跨区输送能力有限，也是导致今年“电荒”提前到来的原因之一。由于我国能源资源富集区与主要能源消费区呈逆向分布，我国煤炭、电力跨区转运压力很大。而当前，我国的煤炭、电力跨区输送能力与实际需求相比，仍有很大差距。胡兆光认为，与煤炭转运相比，电力跨区输送具有环保、高效等优势，尤其是在应对局部地区缺电方面，更能发挥立竿见影的效果。他介绍，在这次“电荒”中，去年11月投运的宁东—山东±660千伏直流输电示范工程，就发挥了明显作用，以往的缺电大省山东，这次就不是特别突出了。

　　“当前局部地区的缺电，主要是体制性缺电、结构性缺电，加快理顺煤电价格关系，加大电力跨区输送建设力度，是从根本上避免‘电荒’的必经之路。”胡兆光认为。

　　用电负荷将较快增长，需从供需两头缓解“电荒”

　　在近日举行的全国经济运行工作会议上，国家能源局局长刘铁男表示，今年一季度部分地区煤电油供应仍出现趋紧的状况，未来趋势不容乐观。据国家能源局预测，今年上半年全社会用电量将达2.2万亿千瓦时，同比增长11%左右；迎峰度夏期间，用电负荷将会较快增长，华北、华东、华中和南方电网电力供需仍存在偏紧可能。

　　胡兆光认为，由于后备电厂建设有限，明后年，我国电力供应短缺局面还将加剧。他介绍，目前我国后备电厂建设情况不容乐观，预计明年的新增发电装机容量将比今年少1000万千瓦，而按照目前的经济发展态势，明后年我国社会用电量将会继续增长。

　　如何应对日趋严峻的“电荒”形势？日前国家能源局已经提出，要从增加有效供给、压缩不合理需求两个方面着手，有针对性地缓解电力供需中的突出矛盾和问题。

　　一方面按照增加供给、优化需求、确保重点的原则，加强综合协调，确保重要领域、关键时段、重点地区煤电油气运供应。尤其是对于电力迎峰度夏工作，国家能源局要求各级经济运行调节部门早研判、早准备，对可能出现的供应缺口，制定周密应对措施，确保居民生活和重点领域用电，绝不允许拉限居民生活用电。

　　另一方面，在资源供给增长有限的情况下，通过控制不合理消费，稳定市场、稳定价格。国家能源局提出要充分利用市场倒逼机制，加强电力需求侧管理，合理控制能源消费总量，提高能源利用效率，推进结构调整。

　　胡兆光说，要缓解“电荒”，必须供应、需求两头出击。要合理控制电力消费总量，归根到底要依靠转变经济发展方式，提高经济增长的科技含量，降低单位国内生产总值能源消耗强度和二氧化碳排放强度，在节能增效上下功夫。