2024年迎峰度夏，多地高温天气频现，“热浪滚烫”成为人们最直观的感受。

与气温飙升相伴，最大电力负荷快速攀升，屡次刷新历史最高纪录。国家能源局披露，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。

如此巨量的用电负荷，电力保供应如何应对?记者采访获悉，优化电网调度安排、深挖跨省跨区互济潜力、提升需求侧响应能力等举措，已成为今夏高峰时期电力保供最高效、便捷、科学的举措。

优化调度、深挖潜力“双轮驱动”

电网是连接电力生产与消费的纽带。缓解迎峰度夏特别是用电尖峰时期的电力供需矛盾，利用电网调度手段实现在更大范围内的供需平衡是解决问题的关键。‌

夜幕降临，华灯初上。东北、华北地区办公用电负荷出现明显下降，叠加工商业活跃度偏低，总负荷整体下降。与此同时，江浙地区因生活习惯使然，餐饮、娱乐用电负荷开始明显提升，推动总负荷整体抬升。

针对用电“时差”这一特点，电力跨省跨区域“错峰互济”手段应运而生，其在今年迎峰度夏期间发挥出保障电力供应的巨大效益。

5月，辽宁、京津唐、江苏等地晚高峰用电时刻出现了顺序特点。华北电网捕捉到这一信息后，及时对送电曲线作出调整――辽宁在晚高峰时刻送电100万千瓦，京津唐、江苏在各自晚高峰时刻购入80、100万千瓦，以错峰交易机制提高了多地电力保供能力。

北京电力交易中心市场交易二部副处长喻乐向记者介绍，“时差精准错峰”这一手段，用满了华北与东北、华东之间高岭直流和锡泰直流跨区输电通道的剩余空间， 可同时满足多个区域度夏高峰时刻的保供需求。“这相当于新增了一座80万千瓦的电厂，充分发挥了华北电网在全网电力保供中的大枢纽和资源优化配置作用。”

同样的方式，在长三角地区电力保供中同样发挥着重要作用。

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，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。

“由于不同区域产业结构、用电负荷高峰时段存在差异，跨省跨区电力互济成为破解电力供需结构性矛盾的高效之举、经济之策。根据两地用电高峰时段的差异，由用电负荷不在最高峰的省份，向用电负荷高峰省份送电，并在另一时段反向送电，这样可以确保两地的电力资源得到优化配置。”章姝俊说。

灵活的省间互济，离不开电力市场支撑。

如今，随着新一轮电改稳步推进，现货市场、中长期市场、辅助服务市场逐步完善，市场化建设进一步深入，电力市场在迎峰度夏保供任务中扮演着越来越重要的角色，省间市场化交易成为许多省份保障电力可靠供应的重要手段。

据了解，迎峰度夏期间浙江、江苏、安徽、上海把新能源纳入三省一市间的电力市场交易平台，进一步释放了长三角绿色电力消费空间，预计将提升各省市新能源消纳能力约700万千瓦。

国家能源局市场监管司副司长刘刚表示，建立长三角省市间电力协同互济保障机制，通过市场化手段充分挖掘省市间发用两侧资源，目前，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。

在多元化市场机制下，各地以“外增内扩、削峰填谷”的方式开展迎峰度夏工作，为经济社会高质量发展提供坚强能源保障，确保了电网的平稳运行。

着手需求、市场手段，政策调整“加大马力”

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。这也意味着，避开夏季用电负荷高峰期，用户用电将更便宜。

此前一天，国网四川省电力公司发布四川电网2024年夏季主动错避峰负荷响应计划情况公示。计划显示，四川全省共有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。

通过价格信号，挖掘需求侧资源调节潜力，以助力电网安全稳定运行，成为不少地区迎峰度夏期间电力保供的重要抓手。

位居我国城市用电量榜首的上海市，据预测，今夏电力供需紧张，常年天气条件下缺口177万千瓦，如遇极端高温天气，电力缺口可达377万千瓦。7月初，上海市印发《2024年上海市迎峰度夏有序用电方案》，制定六级方案和多个机制进行削峰，明确参与负荷企业的有序用电方案和补偿机制，补偿标准为0.3元/千瓦时。

在7月17日上海市举办的重点提案专题督办办理推进会上，市经济信息化委经济运行处副处长肖明卫表示，上海用电负荷在7月8日突破历史峰值，全市已平稳度过今夏第一波用电高峰。

迎峰度夏期间，新型储能调节作用逐步显现。峰谷电价机制，为工商业储能获得更大盈利空间。

为满足2024年迎峰度夏期间电力保供需要，江苏省提出加快建设一批电网侧新型储能项目应急顶峰。截至7月15日，江苏省新型储能项目累计建成投运540万千瓦。这批储能项目的投运，在有效保障全省电网安全稳定运行的同时，还为用电高峰时期省间电力现货的购电支出节约了数亿元。

国家能源局能源节约和科技装备司副司长边广琦介绍，截至2024年上半年，全国已建成投运新型储能项目累计装机规模达4444万千瓦/9906万千瓦时。随着装机规模的增加，新型储能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，有效服务能源安全保障。

电力需求侧管理与响应，在一定程度上缓解了新型储能大规模建设和调用不充分的矛盾。

边广琦介绍，国家电网有限公司经营区2024年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，较2023年上半年分别提高约100%、86%。在市场运行较为成熟的山东、甘肃等地区，新型储能调用水平进一步提升。中国南方电网有限责任公司经营区2024年上半年新型储能等效利用小时数达560小时，已接近2023年全年调用水平。新型储能调度运用水平持续提高，调节作用不断增强。

除了以补偿机制进行削峰，虚拟电厂等新兴主体，也被列入参与市场化需求响应的范畴。

记者从国家能源局华东监管局获悉，7月22日~23日，华东电网用电负荷连创新高，长三角省间富余需求侧可调节资源省间互济交易首次启动，13家虚拟电厂参与互济交易，午峰时段支援上海电力31兆瓦，晚峰时段支援安徽电力30兆瓦，总成交电量61兆瓦时，实现富余需求侧可调节资源跨省互济共享。

这一做法证明了，虚拟电厂所具有的快速调整电力输出以灵活响应市场需求的优势，使其得以在迎峰度夏期间，发挥削峰填谷、提高电网稳定性、降低供电成本等作用。

国家能源局综合司副司长、新闻发言人张星表示，当前正值迎峰度夏电力保供关键期，国家能源局将多措并举，持续强化能源电力监测预警、发挥高峰时段系统顶峰能力、推动支撑性电源加快建设投产、指导各地做实做细工作预案，全力保障迎峰度夏电力安全稳定供应。