2024年迎峰度夏，多地高溫天氣頻現，“熱浪滾燙”成為人們最直觀的感受。

與氣溫飆升相伴，最大電力負荷快速攀升，屢次刷新歷史最高紀錄。國家能源局披露，7月24日，全國最大電力負荷達14.51億千瓦，為歷史新高，相比去年最大負荷超1億千瓦。

如此巨量的用電負荷，電力保供應如何應對?記者采訪獲悉，優化電網調度安排、深挖跨省跨區互濟潛力、提升需求側響應能力等舉措，已成為今夏高峰時期電力保供最高效、便捷、科學的舉措。

優化調度、深挖潛力“雙輪驅動”

電網是連接電力生產與消費的紐帶。緩解迎峰度夏特別是用電尖峰時期的電力供需矛盾，利用電網調度手段實現在更大范圍內的供需平衡是解決問題的關鍵。‌

夜幕降臨，華燈初上。東北、華北地區辦公用電負荷出現明顯下降，疊加工商業活躍度偏低，總負荷整體下降。與此同時，江浙地區因生活習慣使然，餐飲、娛樂用電負荷開始明顯提升，推動總負荷整體抬升。

針對用電“時差”這一特點，電力跨省跨區域“錯峰互濟”手段應運而生，其在今年迎峰度夏期間發揮出保障電力供應的巨大效益。

5月，遼寧、京津唐、江蘇等地晚高峰用電時刻出現了順序特點。華北電網捕捉到這一信息后，及時對送電曲線作出調整——遼寧在晚高峰時刻送電100萬千瓦，京津唐、江蘇在各自晚高峰時刻購入80、100萬千瓦，以錯峰交易機制提高了多地電力保供能力。

北京電力交易中心市場交易二部副處長喻樂向記者介紹，“時差精準錯峰”這一手段，用滿了華北與東北、華東之間高嶺直流和錫泰直流跨區輸電通道的剩余空間， 可同時滿足多個區域度夏高峰時刻的保供需求。“這相當于新增了一座80萬千瓦的電廠，充分發揮了華北電網在全網電力保供中的大樞紐和資源優化配置作用。”

同樣的方式，在長三角地區電力保供中同樣發揮著重要作用。

國網浙江省電力有限公司發展部綜合計劃處處長章姝俊向記者介紹，浙江、安徽兩地依據兩省電力供需形勢，迎峰度夏期間置換互濟電力100萬千瓦，以長三角區域合作形式提高兩省電力保供能力，有效緩解了兩省高峰期間用電緊張局面，助力長三角區域一體化高質量發展。

“由于不同區域產業結構、用電負荷高峰時段存在差異，跨省跨區電力互濟成為破解電力供需結構性矛盾的高效之舉、經濟之策。根據兩地用電高峰時段的差異，由用電負荷不在最高峰的省份，向用電負荷高峰省份送電，并在另一時段反向送電，這樣可以確保兩地的電力資源得到優化配置。”章姝俊說。

靈活的省間互濟，離不開電力市場支撐。

如今，隨著新一輪電改穩步推進，現貨市場、中長期市場、輔助服務市場逐步完善，市場化建設進一步深入，電力市場在迎峰度夏保供任務中扮演著越來越重要的角色，省間市場化交易成為許多省份保障電力可靠供應的重要手段。

據了解，迎峰度夏期間浙江、江蘇、安徽、上海把新能源納入三省一市間的電力市場交易平臺，進一步釋放了長三角綠色電力消費空間，預計將提升各省市新能源消納能力約700萬千瓦。

國家能源局市場監管司副司長劉剛表示，建立長三角省市間電力協同互濟保障機制，通過市場化手段充分挖掘省市間發用兩側資源，目前，三省一市可調用的用戶側資源接近2000萬千瓦，如果這些資源全部接入跨省互濟平臺，基本可以彌補迎峰度夏電力缺口。

在多元化市場機制下，各地以“外增內擴、削峰填谷”的方式開展迎峰度夏工作，為經濟社會高質量發展提供堅強能源保障，確保了電網的平穩運行。

著手需求、市場手段，政策調整“加大馬力”

7月19日，四川省通過0.3元/千瓦時激勵機制，鼓勵電力用戶將檢修時間調整至夏季用電負荷高峰期，引導用戶錯峰用電。這也意味著，避開夏季用電負荷高峰期，用戶用電將更便宜。

此前一天，國網四川省電力公司發布四川電網2024年夏季主動錯避峰負荷響應計劃情況公示。計劃顯示，四川全省共有606家電力用戶參與主動錯避峰響應，預計日均減少用電負荷20萬千瓦。

通過價格信號，挖掘需求側資源調節潛力，以助力電網安全穩定運行，成為不少地區迎峰度夏期間電力保供的重要抓手。

位居我國城市用電量榜首的上海市，據預測，今夏電力供需緊張，常年天氣條件下缺口177萬千瓦，如遇極端高溫天氣，電力缺口可達377萬千瓦。7月初，上海市印發《2024年上海市迎峰度夏有序用電方案》，制定六級方案和多個機制進行削峰，明確參與負荷企業的有序用電方案和補償機制，補償標準為0.3元/千瓦時。

在7月17日上海市舉辦的重點提案專題督辦辦理推進會上，市經濟信息化委經濟運行處副處長肖明衛表示，上海用電負荷在7月8日突破歷史峰值，全市已平穩度過今夏第一波用電高峰。

迎峰度夏期間，新型儲能調節作用逐步顯現。峰谷電價機制，為工商業儲能獲得更大盈利空間。

為滿足2024年迎峰度夏期間電力保供需要，江蘇省提出加快建設一批電網側新型儲能項目應急頂峰。截至7月15日，江蘇省新型儲能項目累計建成投運540萬千瓦。這批儲能項目的投運，在有效保障全省電網安全穩定運行的同時，還為用電高峰時期省間電力現貨的購電支出節約了數億元。

國家能源局能源節約和科技裝備司副司長邊廣琦介紹，截至2024年上半年，全國已建成投運新型儲能項目累計裝機規模達4444萬千瓦/9906萬千瓦時。隨著裝機規模的增加，新型儲能促進新能源開發消納和提高電力系統安全穩定運行水平的作用逐步增強，有效服務能源安全保障。

電力需求側管理與響應，在一定程度上緩解了新型儲能大規模建設和調用不充分的矛盾。

邊廣琦介紹，國家電網有限公司經營區2024年上半年新型儲能等效利用小時數達390小時、等效充放電次數約93次，較2023年上半年分別提高約100%、86%。在市場運行較為成熟的山東、甘肅等地區，新型儲能調用水平進一步提升。中國南方電網有限責任公司經營區2024年上半年新型儲能等效利用小時數達560小時，已接近2023年全年調用水平。新型儲能調度運用水平持續提高，調節作用不斷增強。

除了以補償機制進行削峰，虛擬電廠等新興主體，也被列入參與市場化需求響應的范疇。

記者從國家能源局華東監管局獲悉，7月22日~23日，華東電網用電負荷連創新高，長三角省間富余需求側可調節資源省間互濟交易首次啟動，13家虛擬電廠參與互濟交易，午峰時段支援上海電力31兆瓦，晚峰時段支援安徽電力30兆瓦，總成交電量61兆瓦時，實現富余需求側可調節資源跨省互濟共享。

這一做法證明了，虛擬電廠所具有的快速調整電力輸出以靈活響應市場需求的優勢，使其得以在迎峰度夏期間，發揮削峰填谷、提高電網穩定性、降低供電成本等作用。

國家能源局綜合司副司長、新聞發言人張星表示，當前正值迎峰度夏電力保供關鍵期，國家能源局將多措并舉，持續強化能源電力監測預警、發揮高峰時段系統頂峰能力、推動支撐性電源加快建設投產、指導各地做實做細工作預案，全力保障迎峰度夏電力安全穩定供應。