多地电网负荷刷新纪录，高温“烤”出电力需求新高度

进入迎峰度夏关键阶段，全国多地持续遭遇高温天气，用电需求快速攀升，多省级电网负荷密集刷新历史纪录。

国家能源局7月30日在新闻发布会上表示，6月以来，华东、华中等4个区域用电负荷7次创新高，辽宁、江苏、湖北、四川等15个省级电网用电负荷累计32次创新高。

随着高温天气持续，进入8月后，多个地区电网负荷再度突破历史峰值，迎峰度夏电力保供进入关键时期。

8月3日，天津电网最大负荷达到2094.9万千瓦，历史上首次突破2000万千瓦大关。山东电网当天全网最高用电负荷达到1.31亿千瓦，较去年峰值提升约80万千瓦，刷新历史纪录。

作为全国经济和制造业大省，江苏电力需求增长尤为明显。7月31日，江苏电网最高用电负荷达到1.609亿千瓦，历史上首次突破1.6亿千瓦大关。

东北地区同样面临高温压力。8月3日11时06分，辽宁电网最大用电负荷升至4775万千瓦，这是今年入夏以来第五次刷新历史纪录。蒙东地区7月27日至31日期间，受持续高温天气影响，电网负荷也多日创下新高。

华中地区负荷增长同样迅速。8月4日12时45分，安徽最大用电负荷达到6999万千瓦，在8月3日首次刷新纪录后再次突破历史峰值，同比增长2.1%。湖北电网最高用电负荷则“三创历史新高”，突破6000万千瓦。

浙江全社会用电负荷截至8月1日已两次创历史新高，最高达到1.36亿千瓦。此前，浙江7月17日用电负荷达到1.36亿千瓦，创下历史纪录。

高温叠加产业扩张，电力需求进入高峰期

今年夏季用电负荷持续走高，既有气象因素，也有经济运行和产业结构变化的推动。

国家能源局此前表示，今年以来全国经济持续恢复向好，终端电气化水平不断提升，加之多地持续出现高温天气，共同推动电力负荷快速增长。全国用电负荷三创历史新高，最高达15.53亿千瓦，较去年极值增长约4500万千瓦。

从需求侧看，传统降温负荷仍是夏季尖峰的重要来源。持续高温天气推动居民空调负荷快速释放，同时商业建筑制冷需求明显增加。

与此同时，新兴产业带来的新增用电需求正在成为新的增长点。新能源汽车、储能、算力基础设施、高端制造等产业快速发展，带动工业和服务业用电增长。国家发展改革委此前分析指出，今年以来，高技术制造业、高端装备制造业以及互联网数据服务、充换电服务等行业用电增长较快，成为拉动电力消费的重要因素。

尤其是在人工智能、大数据产业快速发展的背景下，数据中心等新型负荷规模不断扩大，对电力供应的稳定性和持续性提出更高要求。

电力系统承压，但供应保障总体平稳

面对持续增长的负荷压力，今年迎峰度夏期间，电力系统调节能力和跨区域互济能力成为保障供电的重要支撑。

国家能源局表示，今年以来新增投产发电装机规模持续扩大，包括煤电、气电、水电等支撑调节性电源，同时多项电网重点工程投产，进一步增强电力供应保障能力。

今年度夏以来，电煤、天然气等一次能源供应充足，全国统调电厂存煤可用天数超过30天，处于历史较好水平，各类支撑性调节性电源应开尽开、稳发满发，全国供电形势平稳，各地均未出现需求响应或有序用电情况。

在负荷高峰时段，跨省跨区电力交易发挥了重要作用。7月以来，我国充分发挥全国统一电力市场体系作用，加强区域间电力互济，通过跨省跨区输电通道优化调度，提高电力资源配置效率。

从目前情况看，全国电力供应总体保持平稳。国家能源局预计，迎峰度夏期间，如果出现大范围极端高温天气，全国最大电力负荷可能进一步突破16亿千瓦，电力保供仍面临压力。

新型电力系统迎来压力测试

多地负荷连续创新高，也成为新型电力系统建设的一次现实压力测试。

随着新能源装机快速增长，未来电力系统面临的不仅是“有没有电”的问题，更是“能不能稳定供电”“能不能灵活调节”的问题。尤其是在夏季高峰时段，新能源出力存在波动，而空调等负荷具有明显的集中释放特征，电力系统需要更多调节资源参与保障。

未来电力保供能力建设将更加依赖源网荷储协同发展。一方面，需要持续提升煤电、气电、抽水蓄能、新型储能等调节性资源能力；另一方面，也需要通过电力市场机制，引导用户侧负荷响应和储能资源参与系统调节。

今年多地电网负荷屡创新高，既反映出经济活动和产业升级带来的新增电力需求，也意味着电力系统正在进入更高负荷、更高波动、更高复杂性的运行阶段。如何在新能源快速发展的同时保持电力安全稳定，将成为未来能源转型的重要课题