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新高。面对电力负荷激增，如何做好能源保供？

火电仍发挥压舱石作用

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%，调节范围大大增加。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有重要价值。

新能源发电量稳步提升

随着风电、光伏发电等可再生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乡居民生活用电量，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）》明确提出，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。我国新能源的快速发展，不仅有效支撑了经济社会对电力的需求，也进一步增强了我国能源供给的独立性和自主性。

电力需求响应能力加强

大电网是实现电力资源大范围优化配置的重要平台。面对快速增长的用电需求，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，我国已建成全球规模最大的互联互通电网，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显著提升。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，电网企业投资显著增加。新增投资主要用于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，电网智能化水平不断提升，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。

储能调节作用日益凸显

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提升，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、促进新能源高质量发展、确保迎峰度夏电力供应增添更多安全保障。

（作者单位：中国宏观经济研究院能源研究所可再生能源发展中心）