近年来，电力保供一直是社会重点关注的话题，尤其是夏季的保供。回顾今夏，经济稳步复苏以及高温天气多发，导致5~8月份用电量快速攀升.最大用电负荷也再创新高。公开数据显示，5~7月份，全网最大用电负荷达到13.39亿千瓦，较去年峰值提高3.8%。尽管需求快速增长、水电大幅减发，全国主要省份并未出现拉闸限电情况，成效明显好于往年。

今夏保供经验

电源侧，通过加强发电能力建设，提前做好机组检修安排，切实保障了供给侧各类发电机组应发尽发。虽然水电发电能力大幅下降，但风、光发电实现了多发满发。5~7月，风光发电同比增长10.2%。火电出力水平也高于往年，5~7月同比增长11.9%，起到了阶段性顶峰保供的作用。此外，储能等新型支撑资源得到初步应用。如国家电投在浙江建设的综合智慧零碳电厂，通过聚合分布式能源、新型储能以及用户侧可调负荷等多种元素，可实现133万千瓦的顶峰能力，约占浙江最大负荷的1.3%。国家电投公开信息显示，到“十四五”末，通过智慧零碳电厂建设，可提升浙江约1000万千瓦的顶峰能力，占浙江最大用电负荷的十分之一。

电网侧，通过加强设备运行管理和优化电力调度，提高了输配电网供电可靠性，加大了跨省跨区错峰支援和余缺互剂的力度。除了进一步提高浙皖、苏皖等省间互济和西电东送能力外，电网企业还尝试挖掘跨区、跨网互济的潜力。今夏，华北、东北、西北电网首次联合开展错峰互济。国网、南网在福建、广东通过闽粤联网工程，实现了分属两网的省份间余缺调剂。

用户侧，通过“分时电价引导、需求响应优先、有序用电保底”推动错峰用电。在夏天到来之前，多省对夏季峰谷时段和价格做出了调整，设定夏季尖峰电价，拉大了峰谷价差，通过价格手段引导用户错峰用电，一定程度上缓解了电力系统负荷曲线峰谷差过大的问题。另外，浙江、江苏、四川等20多个省份都加强了对需求侧资源的精细化管理，出台或完善了需求响应和有序用电制度，有效挖掘和激发了需求侧资源发挥削峰填谷的作用。

未来保供挑战

总体来看，在多方协同努力下，今夏电力供应得到了较好的保障。但可以预见的是，随着高比例新能源接入以及高峰时段电力需求的刚性增长，以及气候变化导致的极端天气多发频发，电力季节性、时段性、区域性供需紧平衡问题会愈发凸显，将给保供带来艰巨的挑战：

——尖峰化。第三产业和居民生活用电更容易受气温变化影响，与较为平稳的传统工业负荷相比，随机性和波动也更大，峰谷差特性明显。随着第三产业和城乡居民生活用电占比持续提升，用电量及负荷在6月至8月、12月至次年1月明显呈现尖峰化趋势。不同地区、不同季节的日内用电峰谷时段不同，也为保供带来挑战。