极端高温天气持续来袭，全国用电负荷屡创新高。
8月6日，国家电网官网显示，本周以来，国家电网公司经营区电力负荷两创历史新高，单日用电负荷涨幅超7000万千瓦，最大负荷达12.29亿千瓦，较去年极值增长4.1%。其中，重庆、陕西、河南等高温区域空调负荷大幅增加。
例如，8月5日13时，重庆电网用电负荷达3016万千瓦，首次突破3000万千瓦，其中空调等降温负荷占比超50%。
在陕西西安，8月4日电网用电负荷达到1376万千瓦，较去年最大负荷增长15.5%，这也是今夏以来，西安电网用电负荷第四次创历史新高。
今年迎峰度夏期间，全国范围内的用电负荷也已四次创新高。
国家能源局数据显示，高温闷热天气以及国内上半年GDP同比增长5.3%的拉动下，7月各地电力负荷快速上升，较6月下旬增长超2亿千瓦。
其中，7月4日、7日、16日、17日，全国最大电力负荷四次创历史新高，突破15亿千瓦，最高达到15.08亿千瓦，较去年最大负荷增加0.57亿千瓦。截至7月底，江苏、山东、广东等19个省级电网负荷46次突破历史新高。
据中央气象局消息，今年入汛以来，全国平均高温日数达8.5天，为历史同期最多，平均气温16.8℃，为历史同期次高，陕西、河南、山东、湖北、四川、新疆等六省（区）气温为历史同期最高。
电力负荷大增，对电力系统带来极端挑战。但截至目前，今年国内电力系统表现稳健，并未出现类似2021-2022年的大范围停电、限电情况。
国家能源局表示，今年入夏以来，各类支撑调节性电源应开尽开，电煤、天然气等一次燃料供应充足，全国电力供应平稳有序，仅四川在7月17日晚峰时段短时采取需求响应措施，经受住了今年入夏以来的首轮高温大负荷考验。
这其中最重要的原因是，当前煤炭市场平稳运行，且国内电力供给侧已得到很大改善，发电装机大幅增加，储能项目的增加优化了电网调节性，输电通道也在持续新增。
国家统计局数据显示，今年上半年规上工业原煤产量24亿吨、同比增长5.4%。7月份以来日均调度煤炭产量保持在1200万吨以上，电煤库存持续增加，全国统调电厂煤炭库存超过2亿吨、可用30天。
这也保证了煤炭价格的稳定性。7月，秦皇岛5500大卡动力煤中长期合同价格为666元/吨，较年初下降27元/吨。
在发电装机方面，国家能源局数据显示，今年上半年，全国新增投产发电装机容量超2亿千瓦，其中新增水电、气电、煤电等支撑调节性电源3000万千瓦；新投三回跨省区输电通道，增加跨区输电能力1600万千瓦。7月以来，又新增投产（并网）支撑调节性电源超1000万千瓦，增强了电力保供基础。
中国电力企业联合会曾预测，2025年全国统调最高用电负荷预计在15.5亿千瓦左右。若2025年夏季全国平均气温偏低于2024年同期，则最高用电负荷在15.2亿千瓦左右；若夏季气温再创历年新高，则最高用电负荷可能达到15.7亿千瓦左右。
“这一负荷相比2022年电力缺口最严重时，高了近3亿千瓦。近年来，国内包括煤电、气电等在内的灵活性电源新增超3亿千瓦，也就是说，国内电力系统调节能力较电力负荷的增长速度快。”一不愿具名的业内人士对界面新闻表示。
国家能源局数据显示，截至今年6月底，全国累计发电装机容量36.5亿千瓦，这较2022年底增长了约10.9亿千瓦。
今年上半年，全国仅可再生能源新增装机就达到了2.68亿千瓦，同比增长99.3%，约占新增装机的91.5%。
同期，全国可再生能源发电量达17993亿千瓦时，同比增加15.6%，约占全部发电量的39.7%，超过同期第三产业用电量与城乡居民生活用电量之和。
此外，特高压项目投产数量的增长，有力支撑了“西电东送”和“北电南送”，且省间互济能力持续增强，均优化了电力资源配置。
国家能源局电力司副司长刘明阳在发布会上表示，推动陇东-山东、哈密-重庆、宁夏-湖南跨省区输电通道，以及贵州二郎电厂灵活转接工程在今年上半年投产，迎峰度夏期间有效发挥了电力保供作用；且持续推进闽赣背靠背等省间电力灵活互济工程核准建设工作，力争尽早投产发挥紧急支援作用。
今年4月16日，宁夏至湖南±800千伏特高压直流输电工程陕西段贯通；6月10日，哈密至重庆的±800千伏特高压直流输电工程顺利投产并开始送电。
2022年9月已竣工投产的闽粤电力联网工程，以及今年国网、南网跨经营区交易机制获批，也为支撑电力保供具有重要意义。
与此同时，抽水蓄能和新型储能也在今夏为电力保供发挥了重要的调节作用。
国家能源局数据显示，截至今年6月，全国新型储能装机规模达到9491万千瓦/2.22亿千瓦时，较2024年底增长约29%。上半年，全国新型储能等效利用小时数约570小时，同比增加超过100小时。
水电水利规划设计总院发布的报告显示，2024年中国新增核准抽水蓄能电站23座、3090万千瓦，新增投产装机容量775万千瓦。
除了电力供给侧的优化外，需求侧响应已成为保障电力供应的重要手段之一。
今年6月以来，浙江、四川、安徽等地相继公布电力需求侧响应相关实施方案。例如，浙江省提出，推动工商业用户主动开展削峰填谷，引导广大电动汽车车主推迟晚间充电时间，力争通过分时电价引导实现1 GW以上削峰效果，有效降低全省基础用电负荷。
2021年，国内出现限电，一方面是因为部分地区受到“能耗双控”政策要求影响，部分地区则是因为煤炭价格高涨，电煤供应紧张；2022年8月中下旬，四川出现电力缺口，则是因为极端高温叠加降水偏少，火电也很难对冲水电的缺口。
值得注意的是，今年四川省降水情况同样较常年同期偏少，四川省气象局预计6-8月主汛期期间，全省降水量总体较常年偏少，旱重于涝。预计7-8月，资阳、遂宁、内江、自贡、宜宾、泸州、凉山州、攀枝花有中到重度伏旱发生。
中国电力企业联合会表示，8月将进入电力保供的关键期，根据目前国家气候中心的预测，结合国民经济稳中向好的态势，迎峰度夏期间，全国电力供需总体平衡，华东、华中、西南等区域，江苏、浙江、安徽等省级电网部分用电高峰时段可能存在供需偏紧，通过跨省跨区余缺互济后，电力供需可实现紧平衡。
刘明阳在发布会上表示，预计8月上旬，还将有高温天气过程，如出现极端气候、大范围连续高温天气，电力供应保障压力将进一步加大。目前看，全国电力供应总体有保障，华东、华中、南方区域部分省份高峰时段电力供应趋紧，但可以通过采取相关措施有效管控。
下一步，国家能源局将加强电力供需形势监测研判，强化常规电源顶峰发电能力，优化电力资源配置，一省一策指导电力保供工作，全力确保迎峰度夏电力供需形势可控、在控，坚决守住不拉闸限电的底线，坚决确保民生用电。
