夏季来临，各地气温攀升，伴随气温一同增高的，还有用电量数据。国家能源局预计，今年全国最大电力负荷可能超过13.6亿千瓦，较去年有较大的增长。据研判，今年我国全国电力供应总体有保障，部分省份在高峰时段可能会出现用电紧张。为此，各地从供应侧和需求侧“双管齐下”备战“迎峰度夏”。

高温预警来袭

5月以来，广东、广西、云南、贵州、海南等南方五省区用电负荷、用电量持续攀升。22日，南方电网最高负荷今年首次突破2亿千瓦，比去年提前35天。

“当前，深圳最高负荷已超过1900万千瓦，为今年以来最高，与去年同期相比增长8.3%。”南方电网深圳供电局电力调度控制中心副总经理程韧俐表示，5月中旬以来，深圳用电需求增长明显。

在海南，受经济持续回暖、重点工业项目投产及电动汽车充电负荷攀升等多种因素影响，用电高峰提前到来。今年以来，海南电网统调负荷已五创新高，首次达700万千瓦，较往年历史最高值增长8.1%。

不只是南方五省区，近期全国多地用电情况都持续升温。

南方高温之“炉”即将点燃。据悉，27日开始，南方大部分气温将较常年同期明显偏高，28日前后，气温将升至近期高点，江汉东部、江南中西部、华南等地高温天气将发展增多，最高气温可达到35~37℃。

近两周浙江全社会最高用电负荷7775万千瓦，比去年同期升高635万千瓦。截至目前，5月份累计用电量同比增长9.4%。

在厦门大学中国能源经济研究中心教授孙传旺看来，这背后的原因是经济生产加快恢复和气温的逐步升高。他表示，今年以来，多地经济形势整体向好，重点项目投产与建设加快，部分产业的用电需求明显提升。同时，线下消费较去年显著复苏，也拉动工商业用电负荷的上涨。今年夏季用电高峰期间，电力负荷还将继续攀升。

国家能源局综合司司长梁昌新此前表示，今年全国最大电力负荷可能超过13.6亿千瓦，较去年有较大的增长。

中国电力企业联合会预计，今年二季度电力消费增速将明显回升，拉动上半年全社会用电量同比增长6%左右。全国电力供需总体紧平衡，二季度南方区域电力供需形势偏紧。迎峰度夏期间，华东、华中、南方区域电力供需形势偏紧。

多措并举保供

2022年迎峰度夏期间，受高温干旱天气影响，全国多地电力供需形势严峻。其中川渝地区首次在汛期出现“电力电量双缺”挑战，罕见的高温干旱让四川1.3万户规模以上工业企业因缺电被迫按下“暂停键”。而今年四川在汛期，平均降水量较常年同期略偏少，较去年同期偏多;平均气温较常年同期偏高，较去年同期偏低。汛期四川高温天数较常年同期偏多，但不会像去年那样极端。但需要注意的是，成都大运会将在7月28日至8月8日举办，电力保供压力依然巨大。

近年来，随着经济的发展，全国用电负荷明显增长，夏冬两季用电负荷的“双峰”特征日益突出，同时极端气候现象多发增加了电力安全供应的压力。面对今年依然严峻的迎峰度夏电力保供形势，如何尽早部署防患未然?

首先，在一次能源供应方面，应继续发挥煤炭“稳定器”和“压舱石”的作用，以煤炭为主要能源的火力发电能够迅速补位，缓解高峰时期的电力紧缺。以四川为例，四川发改委4月底回复网友称，面对严峻的用电形势，加强煤电扩能改造和储煤基地建设，增强顶峰兜底能力。据了解，目前四川已与新疆能源集团、新疆广汇能源、中铝宁夏能源集团、天池能源、陕煤集团等大型煤炭资源型企业开展深入合作，为“引煤入川”项目做好强力保障。据悉，位于四川的金堂电厂近期正按照50万吨的电煤储存目标多措并举加大电煤采购力度。

其次，在发电侧，要保障发电机组有效出力，统筹协调各类电源的供应能力并加强机组运行维护。推动支持性机组并网，确保保障性电源应发尽发。同时还要充分做好新能源机组的发电预测，加强气温和来水检测，提高风险识别和预警能力，做好应急预案。

在输电环节，落实跨省电力应急调度等相关制度，充分做到省间互济。“电力置换互济”是根据两地用电负荷特性不同，约定在某个时段，用电负荷不在最高峰的省份向用电负荷高峰省份送电，并在另一时段反向送电，以优化配置电力资源，支持双方电力保供。今年5月初，安徽与浙江签署了皖浙2023年迎峰度夏电力置换互济协议。双方协议按“基量+增量”方式明确置换规模，月度基量规模为50万千瓦。今年四川也与青海、湖北、陕西、甘肃、宁夏五省区达成了丰水期高峰时段日内峰谷互济合作协议。这是四川电网首次在丰水期开展大规模跨省区日内互济，可缓解高峰时段性电力需求压力。2022年，浙江也曾在省间现货市场开启了“疯狂”的“买买买模式”，确保迎峰度夏期间的电力供应。

最后，在用电环节，要按照“需求响应优先、有序用电保底、节约用电助力”的原则，加强需求侧管理。优化峰谷分时电价政策，有效抑制尖峰负荷。5月19日，国家发改委向社会公布了新修订的《电力需求侧管理办法(征求意见稿)》和《电力负荷管理办法(征求意见稿)》，表明挖掘需求侧调节潜力缓解紧张形势是大势所趋。

当下，新能源占比逐年提高，用户侧资源体量小、总量大，系统灵活调节能力不足。上述文件中提出，建立和完善需求侧资源与电力运行调节的衔接机制，逐步将需求侧资源以虚拟电厂等方式纳入电力平衡，提高电力系统的灵活性。当前我国虚拟电厂处于探索发展阶段，国网冀北电力在虚拟电厂方面的实践为行业树立了标杆。目前，冀北虚拟电厂累计聚合张家口、秦皇岛、承德、廊坊、唐山和北京蓄热式电采暖、智慧楼宇、可调节工商业等11类可调节资源，总容量358MW，最大调节能力达到20.4万干瓦。