（来源：中国电力新闻网）

转自：中国电力新闻网

中国能源新闻网记者 冯聪聪

今年4月，国家能源局在例行新闻发布会上作出研判，今夏全国最高用电负荷在15.75至16亿千瓦区间，若出现大范围极端高温天气，最大负荷可能超过16亿千瓦。彼时，这尚是一个指向未来预判的数字。

8月7日，全国用电负荷入夏以来第四次创下历史新高，达到15.57亿千瓦。

16亿千瓦正在从预判走向现实。

然而，比数字本身更值得追问的是，当负荷曲线一次次冲破历史天花板时，电力系统靠什么稳住阵脚？答案已不再是单一维度的多建电厂。

今年迎峰度夏期间，全国未出现需求响应或有序用电情况。这份平稳的背后，是一个拥有超40亿千瓦装机、46条特高压通道、1.53亿千瓦新型储能和超530个虚拟电厂的庞大系统在协同运转。

更重要的是，电力保供的逻辑正在从拼供给走向拼调节，从源随荷动迈向源网荷储协同互动。

一场前所未有的“大考”

今年迎峰度夏的严峻形势，可谓是负荷之“高”攀、气候之“烈”炙、需求之“新”变。

负荷之“高”是最直观的压力。

7月10日，全国用电负荷今年首创历史新高，达到15.18亿千瓦，相当于增加一个日本的用电负荷。仅仅4天之后，这一数字再次被刷新至15.51亿千瓦。

自7月29日以来，全国用电负荷持续高位运行，尖峰负荷已不再是一个瞬时高点，而是呈现出明显的平台化特征，日最大负荷几乎全天候高位运行，持续施压系统韧性，直至8月7日第四次刷新极值，达15.57亿千瓦。

国家能源局发布数据显示，6月以来，华东、华中四大区域电网负荷已7次创下新高；辽宁、江苏、湖北、四川等15个省级电网累计刷新纪录达32次。

数据的每一次跃升，都在告诉我们，真正的挑战，不仅在于有多高，更在于高多久以及如何扛得住。而这一切，仅仅是拉开迎峰度夏考验的序幕。

气候之“烈”是推高负荷的直接推手。

今年以来，全国先后经历三轮明显高温过程，时空特征迥异——南方“来得早”，华东华中“来得急”，东北华北“持续久”。

4月以来南方区域多地高温频现，5月下旬，南方电网负荷即四度刷新历史峰值；7月中旬台风影响消退后，华东、华中区域用电负荷迅速拉升，全国负荷随之三次创下新高；8月上旬，东北、华北区域持续高温，用电负荷累计10次刷新历史极值。

而厄尔尼诺现象在太平洋地区的持续发展，让高温的强度与持续时长充满变数。据国家能源局测算，全国平均气温每升高1℃，将带动用电负荷上涨4000万至5000万千瓦，高温的烈度，正直接转化为负荷的高度。

更值得关注的，是今年需求之“新”。

用电增长的驱动力，已不止于高温制冷，更有经济转型的强劲动能。

国家能源局数据显示，今年上半年，全社会用电量累计达到50999亿千瓦时，同比增长5.3%。其中，第一二三产业用电量同比分别增长4.9%、5.1%、8.0%，第三产业用电量增速最快，第二产业电力消费量最高。

尤为亮眼的是新兴业态的爆发式增长，充换电服务业用电量达810亿千瓦时，增速高达56.9%；互联网数据服务业用电量494亿千瓦时，同比增长44%，二者合计拉高全社会用电量0.9个百分点。

算力、电动汽车、数字经济，这些新兴产业正在从用电的增量变成变量，与高温负荷叠加共振，将电力系统的压力推向了一个前所未有的高度。

一套环环相扣的“组合拳”

面对多重压力叠加的严峻形势，电力保供并未依赖单一手段，而是以系统观念统筹布局，在电源、电网、市场与需求侧之间，打出一套协同发力、环环相扣的组合拳。

电源侧的持续扩容是保供的压舱石。据国家能源局消息，相较去年迎峰度夏，今年6月全国新增发电装机约4亿千瓦，其中水电、气电、煤电等支撑性、调节性电源新增达1.1亿千瓦。

央企在保供中发挥了中流砥柱作用。7月14日，全国用电负荷创历史新高当日，国家能源集团发电负荷突破1.97亿千瓦，约占全国当日电力的八分之一；世界最大清洁能源走廊则凭借流域梯级精准调度，自7月1日至8月4日，日均开机超百台，高峰出力跃过6200万千瓦，以绿色动能扛起负荷重压。

电网侧的跨区互济是保供的大动脉。截至6月30日，国家电网2026年169项迎峰度夏重点工程全部按期建成投运，新增变电容量3970万千伏安；新投产的陕北—安徽特高压直流工程，使全国在运特高压通道达到46条，西电东送输电能力超过3.4亿千瓦；今年迎峰度夏期间，全国跨省跨区输送电力已突破2.78亿千瓦，相当于12座三峡水电站同时发电。

市场侧的机制创新是保供的润滑剂。中长期市场交易周期进一步缩短，省间现货市场实现按日连续运行；与此同时，跨省跨区中长期交易、省间现货、区域互济交易与山西、山东、浙江等19个省份的中长期市场已全面实现全年无休、每日开市，交易组织频次显著提升。

机制之变催生实效之增。据北京电力交易中心数据，截至7月底，交易平台共达成2026年省间中长期交易3123笔，规模达16637亿千瓦时。跨经营区现货交易亦实现关键突破，7月16日，国家电网首次通过跨经营区现货交易购入南方电网富余电力，全天最大输电电力达191万千瓦；8月11日，南方区域用电负荷第五次创历史新高当日，南方电网采购国网省间现货，最大电力196万千瓦，总电量1102万千瓦时。

需求侧的柔性调节是保供的新利器。据中国电力企业联合会数据，当前全国最大负荷的调节能力已超过9000万千瓦，占最大负荷的6.0%以上，已建成虚拟电厂超过530个，最大调节能力在1800万千瓦以上。

在上海，虚拟电厂今年迎峰度夏期间创下164.77万千瓦实测响应纪录，成为全国首个虚拟电厂调节规模突破150万千瓦的城市，调峰能力相当于一台大型火力发电机组；在深圳，人工智能与虚拟电厂深度融合，61家运营商携手超14000个用户，共同汇聚出140万千瓦的灵活调节能力；更令人瞩目的是AI大模型的深度介入，5月25日，南方电网负荷创新高之际，“大瓦特”大模型精准释放新型储能电力660万千瓦，相当于一个二线城市的瞬时用电规模。

一场对新型电力系统的“集中检阅”

2026年迎峰度夏的平稳运行，与其说是传统保供手段的胜利，不如说是对新型电力系统建设成果的一次“集中检阅”。而这场“检阅”中最引人关注的，莫过于电源结构迎来的一次历史性拐点。

上半年，我国煤电发电量为2.5万亿千瓦时，占全国总发电量的比重降至49.7%，这是有统计以来煤电发电量占比首次跌破50%。

这一数字的下降并不意味着煤电的退出，而是其功能定位正从发电主力军转向系统稳定的调节器和压舱石，火电企业的核心任务也正在从多发小时电向随时顶得上转变。

与之呼应，全国可再生能源上半年发电量接近2万亿千瓦时，占比突破四成。中国电力企业联合会预计，太阳能发电装机规模预计将在今年三季度超过煤电。

煤电与新能源的一减一增，折射出电力系统运行逻辑的根本性重塑。新能源的间歇性与波动性，对高峰保供提出了前所未有的时间与空间错配难题，谁能在用电晚高峰接住接力棒？答案，正指向一批加速崛起的调节性力量。

新型储能，在今年迎峰度夏中的支撑作用已得到充分验证。据国家电网调度中心数据，7月24日全国用电负荷达到峰值时，新型储能最大放电功率达5100万千瓦，占当日高峰负荷的约3.3%，较2025年同期提升了近1个百分点。华北电网新型储能集中调用规模于8月3日突破3000万千瓦，与用电负荷同创新高。

一批重大储能项目也经受住了实战的考验。全球首台（套）“能储一号”湖北应城300兆瓦级压气储能电站，自6月16日起满负荷持续运行，在湖北省及孝感电网负荷屡创新高之际，发挥了稳定器与压舱石作用；内蒙古兴安大型共享储能电站在常态化调度基础上，成功完成配网侧黑启动试验，为极端灾害下的应急恢复开辟全新通道。

新型储能依托午间储绿电、晚间保供电的错峰运行模式，既缓解了高峰保供压力，又提升了新能源消纳能力。截至6月底，全国已建成投运新型储能装机规模达1.53亿千瓦，同比增长61%，储能正从配建走向主力，从配角走向主角。

调节力量不止于储能。虚拟电厂、车网互动、算电协同等新业态的加速落地，以数据为纽带、以人工智能为引擎的能源管理革命正在纵深推进。上半年，全国电网、充换电基础设施、新型储能等领域投资同比分别增长13.5%、21.8%和74.3%，成为拉动电力投资的主要增长极。

在更宏观的层面，源网荷储的协同互动正在从理念走向实践。浙江余杭投运了全省首个“主网—配网—微电网”三级协同互动示范场景；江苏仪征沿江村建成全省首个多台区互济型微电网，整合3个相邻台区资源，搭建“光伏+储能+充电桩+智能调控”一体化系统；内蒙古则统筹搭建起“煤电兜底、新能源发力、储能调峰、电网畅通”的立体化电力保供体系。

今年迎峰度夏这场“大考”的平稳度过，得益于对新型电力系统的坚定探索。15.57亿千瓦的负荷峰值并非终点，随着算力、电动汽车等新用电需求的持续增长，未来负荷曲线或许会越来越陡，而让已有的每一度电、每一千瓦调节能力都发挥出最大效用，才能更经得起高负荷的考验。

责任编辑：于彤彤