“今年似乎比往年更热了”，这句话相信不少人都说过。7月份以来，高温天气持续，多地气温突破40℃，全国进入迎峰度夏的关键阶段。

根据国家气候中心预测，2023年夏季全国大部地区气温同比常年平均高0.5℃左右，部分地区将偏高1-2℃，高温日数也较常年同期偏多。并且世界气象组织7月4日宣布，热带太平洋地区7年来首次形成厄尔尼诺条件，预计今后全球大部分地区气温将进一步升高，未来5年内大概率出现创纪录极端高温。

严峻的高温环境叠加疫后经济生产恢复趋势，电力需求将进一步增强，电力供应受到极大的挑战。

我国目前发电类别有火电、水电、风电、太阳能发电以及核电，其中主要以火电和水电为主，截至2022年末，火电及水电在总发电量占比分别为66.5%、15.3%。2022年，全国全社会用电量8.64万亿千瓦时，同比增长3.6%，其中3季度同比增速达到6.0%。

分行业看，城乡居民生活用电量全年同比增长13.8%，对总用电量同比增长贡献最大。其中去年8月全国出现大范围持续高温天气，当月居民生活用电量同比增长33.5%。

去年夏季由于高温已经出现供电紧张以及部分地区开始“高温限电”，今年夏季将面临更严峻的气温及更大的用电需求。

用电负荷屡创新高

随着7月全国各地区进入不同程度的高温以及疫后生产的复苏，用电负荷屡创新高。

据新华社报道，7月10日国家能源集团单日完成发电量40.9亿千瓦时，刷新历史最高纪录，较前一日增长2.1亿千瓦时，超历史峰值0.4亿千瓦时。国家能源集团表示华南、华东等省区最高负荷屡创新高，部分地区电力供需形势严峻。7月10日，南方电网最高电力负荷达2.26亿千瓦，创历史新高，比去年最高负荷增加300万千瓦。

据《成都日报》旗下新闻网站报道，7月10日13时20分，四川电网用电负荷达5988.8万千瓦，较去年全网最高负荷5910万千瓦高出78.8万千瓦，创历史新高。

中国电力企业联合会预计今年全国最高用电负荷将同比增加约8000万千瓦-1亿千瓦。目前来看，华东、华中、南方区域电力供需形势偏紧，存在电力缺口，华北、东北、西北区域电力供需基本平衡。

随着部分地区用电负荷创纪录的增长，意味着本年夏季用电需求可能超预期，对全国电力供需平衡带来了一定的压力。

气象部门预计今年夏季西南地区东部及华中中部降水偏少、气温偏高，湖北大部、湖南北部、重庆东部、四川东北部等地降水偏少2-5成，可能出现区域性气象干旱。

这对于以水电方式发电为主的地区造成了较大的打击。根据中电联数据显示，今年1-5月份，全国规模以上电厂水电发电量3523亿千瓦时，同比下降19.2%。全国水电发电量前三位的省份为四川、云南和湖北，合计水电发电量占全国水电发电量的62.8%，增速分别为-1.5%、-20.8%和-38.4%。

不过厄尔尼诺后续可能会带来南方旱涝的两级反转，一定程度上可能会增加水电发电。

电力生产端稳定向好

根据数据披露，今年1-5月份，全国规模以上电厂发电量34216亿千瓦时，同比增长3.9%。除去受制于干旱的水电，火电发电量24206亿千瓦时，同比增长6.2%，核电发电量1747亿千瓦时，同比增长5.0%，风电厂发电量4068亿千瓦时，同比增长25.0%。并且在发电装置上面，全国发电装机容量为26.7亿千瓦，同比增长10.3%，新增发电生产能力为11054万千瓦，比上年同期多投产5756万千瓦。

随着今年新增装机的增加以及发电量的增加，一定程度上对冲了用电需求，缓和紧张的供需平衡。

在今年上半年西南地区水力发电不足的背景下，煤电保供越来越重要。今年6月，国家发改委新闻发言人孟玮表示，发改委将加强燃料供应保障。持续组织做好煤炭、天然气生产供应，督促各地和发电企业将电厂存煤稳定在较高水平，保障顶峰发电所需的煤电高热值煤、气电用气和水电蓄能。促进各类发电机组应发尽发。确保高峰时段火电出力水平好于常年。国资委也在同期两次召开迎峰度夏能源保供会议，要求发电企业要应发尽发、多发满发，煤炭企业要全力保障电煤供应。

也在今年6月，中国煤炭运销协会发布关于做好迎峰度夏期间煤炭保供稳价工作的倡议书，提出要严格履行年初签订的电煤保供中长期合同，严格按照合同约定的时序足额兑现履约，切实做好电煤产运需协调，提高煤炭储运支撑保障能力。

这一系列的措施保证了今年夏季电力供应的持续输出，比起去年将更具应对经验。

随着用电需求的增加，各地方也采取相应措施加强电力供应以及增加用电效率。例如江西220千伏锞岭输变电工程于7月初正式投运，国网江西省电力有限公司2023年度夏基建工程全部投运。另外陕西、四川、重庆、江苏和浙江等地迎峰度夏电网工程也全面建成投运。

效率方面，安徽省和贵州省等地优化调整了分时电价机制，引导电力用户削峰填谷，提升需求侧响应能力。7月1日起，湖南省试行居民电动汽车充电设施用电分时电价政策，全年峰谷时段按每日24小时分为高峰、平段、低谷三段，各8个小时。平段电价0.604元/千瓦时，低谷和高峰电价在平段电价基础上分别下浮和上浮0.1元/千瓦时。