入夏以来，全国大部地区出现持续性高温天气。高温“炙烤”下，17个省级电网负荷创历史新高。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。
应答迎峰度夏电力保供这场“大考”，能源行业多点发力、协同共进，坚决扛牢电力保供主体责任，确保民生用能和全社会用电无虞，为全国经济企稳回升提供能源保障。截至目前，全国电力供应保障有力有效，各地均未采取有序用电措施。
电煤稳产保供 发电机组顶峰出力
作为我国的主体能源，煤炭在能源保供中仍发挥着“压舱石”和“稳定器”作用。
8月20日，在我国首个两亿吨煤炭生产基地——国家能源集团神东煤炭补连塔煤矿井下综采工作面，采煤机司机熟练地操控着手中的遥控器，采煤机滚筒所到之处，煤块轻松地从煤壁上滑落至刮板运输机，一路经过破碎机进入输煤皮带，再经过运输系统转运、输送至地面。
“在迎峰度夏能源保供期间，我们队每多割出一刀煤，就是2500吨，可满足沿海电厂一台67万千瓦的机组多运行8小时、多发电量536万千瓦时。队里每天能产出4.5万吨煤，通过11列火车接续运往港口，保证电煤安全稳定供应。”综采一队生产副队长王维说道。
当前，国家能源集团正加快推动煤炭储备，优化生产作业组织，确保自产煤保持月均5000万吨峰值水平。
国家能源局发布数据显示，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%。统调电厂存煤达2亿吨以上，港口库存也处于历史高位。
以煤炭保能源安全，以清洁煤电保电力稳定供应。总体来看，在电煤中长期合同和高库存支撑下，我国煤电兜底保障能力持续增强。
与此同时，水电、光伏、风电等清洁能源也“火力全开”。
8月7日—14日，世界装机容量最大的水电站——三峡电站充分发挥大水电“硬核”调峰能力，执行开停机165台次，期间日均调峰量超700万千瓦，最高调峰幅度达780万千瓦，为电网安全稳定运行提供有力支撑。
在四川，世界级绿色清洁可再生能源示范基地——雅砻江流域水风光一体化基地，水风光日发电量屡创新高。通过锦苏直流、雅湖直流等特高压输电线路，雅砻江的绿色电能3至5毫秒就可以送至川渝、华东、华中等地区。
在云南，作为“西电东送”南部通道的重要电源，总装机规模超3000万千瓦的华能云南分公司多能互补基地，运用跨流域梯级电站调度控制系统，统筹水、火、风、光共济增发，顶峰保供。
在内蒙古，全球陆上单体最大的风电项目——国家电投乌兰察布风电基地一期600万千瓦示范项目，首批120万千瓦就地消纳工程发电量持续增长，为电力保供注入绿色动能。
国家能源局最新数据显示，截至7月底，全国累计发电装机容量约31.0亿千瓦，其中，太阳能发电装机容量约7.4亿千瓦，风电装机容量约4.7亿千瓦。
今夏，越来越多的“风光”转化澎湃绿能，点亮万家灯火。
电网优化调度 跨省跨区电力协同互济
迎峰度夏期间，利用电网调度手段在更大范围内平衡电力供需，是应对负荷尖峰时段电力供需矛盾的高效之举、经济之策。
国网浙江省电力有限公司发展部综合计划处处长章姝俊向记者介绍，今年迎峰度夏期间，浙江、安徽两地依据两省电力供需形势，迎峰度夏期间置换互济电力100万千瓦，以长三角区域合作形式提高两省电力保供能力，有效缓解了两省高峰期间用电紧张局面，助力长三角区域一体化高质量发展。
国家能源局市场监管司副司长刘刚表示，长三角区域三省一市可调用的用户侧资源接近2000万千瓦，如果这些资源全部接入跨省互济平台，基本可以弥补迎峰度夏电力缺口，为长三角一体化高质量发展提供坚强电力保障。
不仅长三角区域——
5月11日，闽粤联网工程首次以200万千瓦满通道能力送电广东，全力支援广东电力需求。5月，广东开始入夏，福建将富余电量送至广东，支撑广东夏季用电负荷高峰；7月至9月，西南水电充裕时，广东则将盈余电力送入福建，缓解福建夏季负荷高峰期的供电压力。
近年来，广东、福建两省签订了电力电量互送协议，建立起常态互济、应急互济等长效机制，常态化利用闽粤联网工程输送能力，扩大了省间电力互济互惠成果。截至目前，两省已完成25次电力互送交易。
从各地各级电网优化调度成效来看，电网企业坚持全网“一盘棋”，推动跨省跨区电力余缺互济，全国电力安全保供能力稳步提升。
数据显示，上半年，国家电网区域各电力交易中心累计组织完成市场交易电量超2万亿千瓦时、同比增长7.1%；南方电网区域各电力交易中心累计组织完成市场交易电量4268.2亿千瓦时，同比增长2.2%。
国家能源局电力司司长杜忠明表示，国家能源局以“常态供应有弹性、局部短时紧张有措施、极端情况应对有预案”为目标，压紧压实各方责任，全力保障迎峰度夏电力安全稳定供应。
杜忠明指出，将指导电网企业优化调度运行安排，充分释放输电通道能力，利用不同地区的用电高峰时段差异，开展区域间、省间错避峰运行和余缺互济。
用户侧主动响应 新型储能成为保供“生力军”
当前，需求侧资源逐步成为一种广泛参与电网运行、实现供需资源协调优化的重要资源。今夏以来，各地通过价格信号引导用户合理用电，助力电网安全稳定运行，成效显著。
7月19日，四川省通过0.3元/千瓦时激励机制，鼓励电力用户将检修时间调整至夏季用电负荷高峰期，引导用户错峰用电。避开夏季用电负荷高峰期，用户用电将更便宜。
据国网四川省电力公司数据显示，今夏该省共有606家电力用户参与主动错避峰响应，预计日均减少用电负荷20万千瓦。
在安徽，通过优化调整分时电价，峰谷电价时段向前平移、价差拉大、尖峰时段更集中，鼓励企业通过合理排产、错峰生产，转移主要生产负荷至低谷时段，显著降低了用电成本。
“我们签订的响应负荷量是1万千瓦，用电高峰时主动减少用电，即使响应八成的负荷量，一天也有约6万元的补贴。”安徽亳州鸿阳建筑科技有限公司鸿阳建筑科技有限公司工程部部长宋俊山说。
据统计，国网安徽电力主动错避峰负荷资源库已签约用户1.2万户，响应能力超450万千瓦，占全省用电最高负荷的8%左右。
记者了解到，全国每年用电负荷高于95%的尖峰负荷发生时间只有几十个小时，如果能够在这几十个小时适当错避峰用电，可以节约5000万千瓦以上顶峰发电资源。
多点发力，九龙治水。迎峰度夏期间，新型储能在促进新能源开发消纳和提高电力系统安全稳定运行水平的作用逐步增强。
据国家能源局能源节约和科技装备司副司长边广琦介绍，我国新型储能装机规模稳步增长。截至上半年，已建成投运新型储能项目累计装机规模超4400万千瓦，较2023年底增长超过40%。
边广琦指出，新型储能调度运用不断增强，调节作用逐步显现。国家电网公司经营区上半年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，同比分别提高约100%、86%。南方电网公司经营区上半年新型储能等效利用小时数达560小时，接近2023年全年调用水平。
业内专家表示，随着放电、容量、投资等补贴政策的出台，新型储能电站将成为需求侧响应的重要依托。要推进新型储能技术多元发展，从试点示范走向规模化商用，助力新型能源体系建设全面提速，为满足日益增长的电力消费需求提供可靠保障。
