今年入夏以来，我国北方地区及长江中下游等地接连出现大范围高温天气。持续高温天气带动了用电负荷激增，多地电力负荷刷新历史纪录。

  国家能源局多个方面数据显示，迎峰度夏期间，全国最高用电负荷同比增长超1亿千瓦。7月份以来，华北、华东、华中、西南4个区域电网及江苏、浙江、山东等17个省级电网负荷创历史上最新的记录。面对电力负荷激增，怎么样才能做好能源保供？

  当前及未来一段时期，火电仍是我国电力可靠供应的重要支撑电源，还需在较长时期内发挥压舱石的作用，这是保障我国能源安全、实现能源转型的前提。

  今年上半年，京津冀、长三角、珠三角、华中等电力缺口较大区域，一批清洁高效支撑性火电相继投入运营。西北地区大型沙漠、戈壁、荒漠、采煤沉陷区风光基地配套新增布局的一批大容量高参数火电项目，也有力保障了西电东送输电通道的高效利用。火电项目的布局，为迎峰度夏电力保供打下了良好基础。

  数据显示，今年1月至6月，全国火电发电新增装机容量4462万千瓦。全国火电装机累计达到14.05亿千瓦，占我国电力总装机的45.8%。全国煤电发电量占全口径总发电量的比重为54.9%，仍是当前我国电力供应的主要电源，充分的发挥了兜底保供作用。

  煤炭企业、火电厂和主要港口存煤量也处于历史高位。中国煤炭工业协会统计多个方面数据显示，截至6月末，全国重点煤炭企业存煤6300万吨，比5月末增长3.6%；火电厂存煤约2.1亿吨，比5月末增加约1300万吨；主要港口存煤7400万吨，比5月末增长11.0%。

  在当前技术经济条件下，火电仍是最经济可行、安全可靠的灵活调节资源。2021年至2023年，我国煤电机组灵活性改造超过2亿千瓦。经过灵活性改造后，煤电机组最小技术出力可从50%至60%额定容量降至30%至35%，部分机组甚至可降低至20%至25%，调节范围大幅度提升。2023年我国正式出台了煤电容量电价机制，用于体现煤电支撑调节价值、保证电力系统有效容量充裕。煤电容量电价机制的出台，对于推动煤电转变经营发展模式，确保煤电行业持续健康运行，更好保障电力安全稳定供应具备极其重大价值。

  随着风电、光伏发电等可再次生产的能源装机规模持续增长，其在迎峰度夏保障能源供应中发挥的作用也日益增大。

  今年1月至6月，风电、太阳能发电量合计达9007亿千瓦时，同比增长23.5%。今夏电量供给中，新能源发电量已超过了同期第三产业用电量和城镇和乡村居民生活用电量，占到全部发电量的两成，成为电力可靠供应的重要保障。

  今年1月至6月，全国新增发电装机1.53亿千瓦，其中新增新能源1.28亿千瓦（风电0.26亿千瓦、太阳能发电1.02亿千瓦），占比达83.7%。截至6月，全国非化石能源发电装机17.1亿千瓦，占比55.7%，同比增长24.2%。风电、太阳能发电、水电并网装机容量分别达到4.7亿千瓦、7.1亿千瓦、4.3亿千瓦。

  从地区来看，今年上半年，江苏新能源新增装机容量超过1000万千瓦，广东和山东超过700万千瓦，河北、浙江和安徽超过500万千瓦，有力提升了上述地区电力系统迎峰度夏能力。

  7月，国家发展改革委等部门印发的《加快构建新型电力系统行动方案（2024—2027年）》明白准确地提出，提高新能源电站可靠出力水平，新能源电站置信出力提升至10%以上。我们国家新能源的加快速度进行发展，不仅有效支撑了经济社会对电力的需求，也逐渐增强了我国能源供给的独立性和自主性。

  大电网是实现电力资源大范围优化配置的重要平台。面对迅速增加的用电需求，跨区跨省电力支援、优化调度运行、加强电网运维等手段保障了电力的大范围余缺互济。

  目前，我国已建成全球顶级规模的互联互通电网，已建成投运“19交20直”特高压交直流输电工程，“西电东送”输电能力超过3亿千瓦，有效支撑了中东部地区约1/5的用电需求。“十四五”时期以来，已建成雅中—江西、陕北—武汉、白鹤滩—江苏、白鹤滩—浙江等特高压直流重点工程，全国跨省跨区送电能力明显提升。渝鄂联网、闽粤联网等跨省跨区背靠背直流工程建成投运，全国省际电力互济互惠全面展开。

  今年以来，电网企业投资明显地增加。新增投资大多数都用在特高压交直流工程建设、提升配电网承载能力、电网数字化智能化升级。随着电网工程建设提速，电网智能化水准不断提升，电网将为电力资源优化配置打下更坚实的基础。

  此外，拓展调节需求响应资源，已成为迎峰度夏工作的另一重要抓手。在建设新型电力系统背景下，电力负荷管理持续丰富和拓展内涵，通过大力提升电力负荷弹性、加强电力需求响应能力建设，助力保持电力供需平衡和电网安全稳定运行。

  我国电力行业还进一步完善峰谷分时电价政策，加大推广范围及执行比例，引导用户错峰用电，持续探索和创新电力需求侧管理。全国已有超过20个省市出台了需求响应实施细则。2023年修订的《电力需求侧管理办法（2023年版）》中专门新增需求侧响应章节，全面加强需求侧响应能力建设。需求侧响应从江苏、浙江、上海等东部负荷中心地区向全国大范围推广。电动汽车充电桩、商业楼宇空调、用户侧储能、分布式新能源和大数据中心等需求响应主体不断丰富，负荷聚合商、虚拟电厂、综合能源服务等新模式新业态不断涌现，削峰、填谷等需求响应在降低负荷尖峰、保障电力安全稳定供应方面发挥着重要作用。

  抽水蓄能是当前保障电力系统安全稳定运行的重要支撑。今年上半年，各地抽蓄项目密集落地、加速开发，全国抽蓄新增装机容量280万千瓦，已建抽蓄装机容量超过5000万千瓦，对于提升电力系统调节能力、提高电力安全保障水平、支撑迎峰度夏用电高峰期电网安全稳定运行具有重要作用。

  新型锂离子电池、液流电池、飞轮、压缩空气、重力储能等新型储能项目具有建设周期短、选址灵活等特性，是构建新型电力系统的重要技术和基础装备。截至今年6月底，全国已建成投运新型储能项目累计装机规模达4444万千瓦/9906万千瓦时，较2023年底增长超过40%。根据国家能源局数据，今年上半年，包括新型储能在内的能源新业态重点项目投资同比增长13.9%，“新能源+新型储能”、独立储能、共享储能、源网荷储一体化等应用场景不断丰富，新型储能技术多元化发展。随着新型储能装机规模的增长，新型储能对于提升电力系统安全稳定运行水平的作用逐步增强。

  随着我国新型电力系统建设加快推进，终端电气化水平不断的提高，风电、光伏等新能源仍将保持较快发展。通过不断加强电源和储能灵活调节能力、提升电网调度能力和协同运行水平，在用电管理上采取更灵活、更智能的策略，将对助力“双碳”目标实现、保障电力系统安全稳定运行、促进新能源高水平质量的发展、确保迎峰度夏电力供应增添更多安全保障。