入夏以来，全国多地出现持续性高温天气，最大电力负荷快速攀升，多次刷新历史最高纪录。

据据国家能源局统计，北京、天津、冀南、蒙东、上海、江苏、浙江、安徽、福建、江西、山东、河南、湖北、湖南、广东、海南、重庆等17个省级电网负荷创历史新高。

电网负荷创历史新高

“受极端高温天气影响，7月19日起，全国用电负荷、发电量以及国家电网有限公司经营区用电负荷、日用电量连续4个工作日创历史新高。其中，国家电网公司经营区最大负荷较去年夏季最大值增加1亿千瓦左右。粗略分析，空调降温负荷在国家电网公司经营区最大负荷中的占比已超过30%。”国家电力调度控制中心相关人员表示。

对于电力系统来说，每年的夏季和冬季是全年社会用电负荷最大的时候。夏季我国降温用电负荷占比在三成左右，部分地区超过四成，夏季气温已成为影响用电增长的主要因素。当气温在28℃以上时，气温升高1℃，全国制冷用电负荷增加5000万千瓦左右。

据国家能源局统计数据，今年7月24日，全国最大电力负荷达14.51亿千瓦，为历史新高，相比去年最大负荷超1亿千瓦。而2021年至2023年，全国最高用电负荷分别为11.9亿千瓦、12.9亿千瓦、13.4亿千瓦。

“电力负荷较快增加、常规电源投产规模小于用电负荷增加规模和西南地区降水的不确定性可能会导致电力供应局部偏紧。”中国电力企业联合会秘书长郝英杰今年6月底曾预计，今年夏季全国电力供需形势呈现“全网紧平衡”局面，最高用电负荷比2023年增加1亿千瓦左右。如果出现持续大范围极端高温天气，那么最高用电负荷可能增加1.3亿千瓦。

电力保供“新力量”

“今年上半年，我国煤炭日均产量保持在1200万吨以上，煤炭进口2.5亿吨，在去年高基数基础上同比增长12.5%。统调电厂存煤超过2亿吨，港口库存处于历史高位。”国家能源局最新数据显示。

除了传统火电发挥“兜底”作用，新型储能和虚拟电厂等新兴力量的调节作用正在显现。

8月7日，国网上海电力完成了迎峰度夏期间全市最大规模的虚拟电厂快速削峰能力验证，最大响应负荷突破历史纪录，达到70.43万千瓦，创下调控能力新高峰，有效缓解了高温季节电力供应压力；8月7日至8月14日，世界装机容量最大的水电站——三峡电站执行开停机165台次，其间日均调峰量超700万千瓦，最高调峰幅度达780万千瓦；7月26日，江苏苏州的太仓鑫港储能站等7座新型储能电站投运，可在用电高峰时集中放电，最大可同时满足近350万户居民一个小时的用电需求。

国家能源局近期发布的数据显示，今年上半年，国家电网公司经营区新型储能等效利用小时数达390小时、等效充放电次数约93次，较2023年上半年分别提高约100%、86%。

置换电力成为部分地区迎峰度夏应对电力短缺的方式之一。

今年迎峰度夏期间，浙江、安徽两省签订2024年迎峰度夏电力置换互济协议，根据两省用电特性置换电力100万千瓦。根据浙皖两省协议，今年迎峰度夏期间（7月1日至8月31日)，每天 18时至19时30分，浙江光伏发电减弱，供电形势相对紧张，安徽将向浙江送电；20 时30分至22时，安徽晚间用电高峰期间，浙江将向安徽送电。2022年，在用电负荷高峰时段，两省全年累计置换电量2.9亿度。

值得一提的是，气象预报准确率的提高也有利于电力调度管理。

据中国气象局信息，以江苏为例，今夏以来，江苏气象部门着力提升电力负荷、风能太阳能发电高影响气象要素预报准确率，将24小时内逐小时温度电力气象服务产品的平均绝对误差由1℃-3℃降至1℃以内，为电力负荷预测、电力调度管理等提供决策支撑。

陆如意

会议指出，区域电力市场涉及各方利益再调整，各类主体要加强协作，形成工作合力，共享市场建设红利，共担市场建设风险。

据中国电力企业联合会，1-6月，全国各电力交易中心累计组织完成市场交易电量28470.3亿千瓦时，同比增长7.4%。

作为核能利用大国，中国现有运行核电机组56台，与法国并列第二，仅次于美国的93台。

盘面上，商业航天、电力板块表现强势，教育、白酒板块午后持续走强，医药、农业、文旅板块表现低迷。

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