天弘优配平台夏日经济| 7月以来全国用电负荷两度刷新历史纪录，电力保供两手抓

近期，全国多地气温持续走高，用电负荷随之攀升，迎峰度夏电力保供正式进入攻坚关键阶段。第一财经记者注意到，7月中旬以来，全国用电负荷两度刷新历史纪录，对电力系统的稳定运行与调度调节能力提出严峻考验。

用电负荷迭创新高

据国家能源局消息，继7月10日全国用电负荷15.18亿千瓦首创新高后，7月14日全国用电负荷再创新高，达到15.51亿千瓦，当日华中地区以及冀南、四川、湖北、湖南等多个省级电网用电负荷创历史新高。

国家能源局预计，今年夏季全国最大电力负荷有望触及15.75亿至16亿千瓦区间，若遭遇大范围极端高温天气，峰值甚至可能突破16亿千瓦。

国家气候中心预测，今年夏季全国平均气温较常年同期偏高，高温日数偏多，尤其南方地区和新疆更为明显。国家能源局电力司副司长刘明阳表示，“华东、华中、华南等地存在阶段性高温热浪，将推动空调制冷负荷快速释放，进一步拉高用电峰值。”

面对持续攀升的负荷压力，跨省跨区电力互济成为破题关键。

据国家能源局数据，7月10日，跨省跨区跨网最大输送电力合计2.63亿千瓦，7月14日进一步增至2.78亿千瓦，有力支撑了全国电力供应保障。同期，跨省通道最大输送能力合计从1.22亿千瓦提升至1.30亿千瓦，有效支援浙江、上海等负荷中心省市。

在市场化机制方面，长三角、西北、华中等区域省间中长期滚动撮合交易提前启动，进一步强化了省间电力互济能力。国家能源局预计，2026年全国全社会用电量将继续保持在十万亿千瓦时以上，同比可能增长约5000亿千瓦时，整体保持平稳增长态势。

对于今夏供需形势，刘明阳表示，预计全国电力供需总体平衡。“其中，华东、华中和南方区域部分省份高峰时段存在供应偏紧，但通过跨省跨区互济可基本消除；华北、东北区域供需平衡，西北区域供需有余。”

煤电兜底，源网荷储协同发力

在这场年度“大考”中，煤电的兜底保障作用依然坚实有力。

在山东大学核科学与能源动力学院教授高明看来，今年迎峰度夏承受双重压力。一是制冷用电需求大幅抬升负荷；二是新能源已成为新增装机主力，电力系统对风光等波动性能源的调控能力提出更高要求，煤电仍需持续发挥基础保障作用。

记者了解到，经过多年灵活性升级改造，存量煤电机组大多已具备深度调峰和快速启停能力；传统煤电依托人工智能、数字孪生等技术，智慧化建设持续推进，运行效率和响应能力不断提升。

公开数据显示，在7月14日用电负荷创历史峰值当天，国家能源集团发电负荷超1.97亿千瓦，占全国用电负荷逾八分之一，创下历史新高。

此外，随着新能源占比不断提高，新型电力系统更加注重“源网荷储协同互动”。16亿千瓦的用电峰值，考验的不只是发电能力，更是依托跨区输电、统一电力市场、储能、虚拟电厂等多元手段的系统性协同能力。

比如，国家能源局在部署迎峰度夏工作时明确要求，要有效发挥新型储能作用，增强用电高峰时段的顶峰能力；国家电网也提出充分发挥抽水蓄能和新型储能的“顶峰填谷”作用。

今年迎峰度夏期间，一批储能项目密集投产。7月16日，合肥长丰县庄墓100兆瓦/200兆瓦时储能电站一次性并网成功，这座百兆瓦级“超级充电宝”直接接入220千伏变电站，在最大10万千瓦额定功率下可持续放电约2小时。7月20日，四川乐山市100MW/400MWh构网型全钒液流电池储能电站正式并网运行，该电站具备主动构建电网电压与频率的能力，可作为独立电压源主动支撑系统稳定运行。

中国电力企业联合会规划发展部新能源处副处长王艳召在《中国电力行业年度发展报告2026》新闻发布会上表示，当前全国最大用电负荷的调节能力已超过9000万千瓦，占最大负荷的6.0%以上。他建议，加快推动人工智能、大数据、云计算等数字技术与电力系统深度融合，构建覆盖全域的柔性负荷智能调控平台。

在负荷高峰时段，配网侧的精细化管理同样关键。国网双牌县供电公司针对夏季高温负荷特点，优化巡检作业模式，将设备特巡重心调整至夜间用电高峰时段，依托负荷动态监测台账，实时跟踪重载线路和配电变压器运行状态；全面推行“人工巡检+红外测温”立体化作业，对输电线路、隔离开关、开关柜等关键设备开展全覆盖测温，对发热隐患实行清单化、动态化闭环管控。

国家能源局表示，将紧盯迎峰度夏关键时点，持续完善日、周、月、季信息监测和报送机制，重点加强全国电力供需情况每日监测和季度研判，滚动研判外部因素对燃料供应的影响，精细化调控发电燃气总量，按月监测煤电建设情况，确保迎峰度夏期间电力供应平稳有序。

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