当前，电力供应紧张局面尚未出现。国家电网能源研究院副院长白建华介绍，按往年惯例，12月份电力供应才正式进入 “迎峰度冬”阶段，而此前的9月至11月，电力供应形势会趋于缓和，总体稳定。

　　国网公司过去两个多月的数据也印证了这一观点。9月份，国网公司系统大部分省份电力供需形势有所缓和，只有山西、湖南存在较大电力缺口。10月份，国网公司系统大部分省份电力供需形势良好，只有山西采取有序用电措施，日最大限电214万千瓦。进入11月份，山西的电力缺口逐渐消失。以11月14日为例，国网公司系统负责的26个省（区、市）中，仅有一个省份出现非典型少量缺电，其余省（区、市）电网均供应良好。

　　然而，这并不意味着今冬明春电力供应形势不再严峻。据国家能源局预测，今年四季度用电增速较上半年可能略有下降，但仍将保持较高水平；春夏两季主要水电站可调发电水量、蓄能值较去年同期减少三至四成，秋汛补水有限，冬季水电出力低于常年已难改变。综合这些因素，今冬明春电力供需形势不容乐观，全国部分地区仍将面临不同程度电力供应偏紧的局面。特别是南方、华中等水电比重较大的区域，以及一些火电上网电价偏低的产煤省区，可能出现持续性缺电，供需矛盾较突出。

　　对于即将到来的“迎峰度冬”，国网公司预测，冬季最大负荷将略小于夏季最大负荷，但整个“迎峰度冬”期间，公司经营区域电力需求仍将达到1.02万亿千瓦时，同比增长11.5%左右。在电煤供应持续紧张的情况下，预计公司经营区域最大电力缺口约2800万千瓦。其中，华北、华东、华中电网最大电力缺口分别为400、1100、1300万千瓦。省级电网中，京津唐、山东、江苏、浙江、湖北、河南、湖南、江西和重庆等9个电网电力供需紧张。

　　努力增加有效供给，合理控制能源消费

　　“迎峰度冬”形势严峻，电力生产企业面临沉重压力。一方面，电煤价格持续高涨，西煤东运、北煤南运的传统运输瓶颈尚未解决，使冬季储煤困难重重。今年上半年，受电力需求旺盛及水电减发等因素综合影响，火电生产持续旺盛，电厂耗煤量持续保持高水平，导致电煤市场价格明显上行。经8月份略有调整后，9月份又重新恢复上涨，进入冬季储煤期，煤价已重新涨至年内高位。11月9日秦皇岛港5500大卡煤约840元/吨，比上年同期上涨约100元。

　　另一方面，银行利率上升也给电力生产企业的生产经营和电力保供造成巨大压力。据中国电力企业联合会分析，1—8月份，火电生产企业利息支出479亿元，同比增长25.6%，这是火电亏损的主因之一。

　　对此，国家能源局表示，将会同发展改革委有关司局，一方面按照电力规划，着力调整电力结构，做好电力基本建设，保障长远发展；另一方面密切跟踪电力形势变化，配合有关部门加大煤电运协调力度，通过努力增加有效供给和合理控制能源消费等措施，努力保障电力供应。