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15.57亿千瓦的夏天：保供账单里的支撑性电源

中国能源产业发展网发布时间：

2026-09-23 17:49

【中国能源产业发展网】原创【作者】高志龙

央视《焦点访谈》9月17日播出的《迎“峰”而上保供电》给出了今年夏天的一个关键数字：全国最高用电负荷四次刷新历史纪录，最高达到15.57亿千瓦。这个数字比2024年全国最高用电负荷高出约一个中等省份的全年最高负荷，也把电力保供的难度摆到了台面上。

负荷屡创新高并不是一次孤立的峰值。国家能源局7月30日发布会披露，入夏以来全国最高用电负荷达到15.53亿千瓦，三次创出历史新高；华东、华中、东北等区域电网以及15个省级电网负荷累计32次创新高。到8月上中旬，这一纪录继续被推高至15.57亿千瓦。峰值被反复突破的过程，本身就是对电力系统顶峰能力的一次连续压力测试。

支撑这份保供成绩单的，是三条并行的能力线。第一条是支撑性、调节性电源。国家能源局披露，上半年全国新增支撑性调节性电源1.1亿千瓦，这些机组大多布局在负荷中心附近，承担着高峰时段顶出力的职责。第二条是跨省跨区输电。目前西电东送规模已超过3.4亿千瓦，跨省跨区通道在高峰时段把西部与北部的电力送往华东、华中、华南，缓解了负荷中心的压力。第三条是需求侧管理，通过需求响应、虚拟电厂等方式削减尖峰负荷，用市场的办法把一部分用电挪到更宽松的时段。

煤电在其中扮演的角色依然是最实的。新能源装机规模已经占到全国总装机的近一半，但风电与光伏的出力取决于天气：上半年全国风电平均利用率90.9%、光伏发电利用率91.4%，这意味着即使在利用率较高的年份，仍然存在因出力波动与时段错配而无法全额上网的部分。更要紧的是，光伏出力集中在白天，晚高峰时段恰恰是它退出的时段，而晚高峰通常是一天中的最高负荷时刻。这个时段缺口，目前主要由煤电、气电与抽水蓄能来填。

燃料侧的稳定是保供的另一半。国家能源局在发布会上明确，全国统调电厂存煤可用天数保持在30天以上。存煤天数这个指标看似平淡，它是电力系统在煤价波动、运力紧张、极端天气等情况下仍能维持顶峰出力的前提。对煤电企业而言，维持高库存意味着占用资金、承担价格风险；而库存一旦低于安全线，高峰时段的顶峰能力就会失去保障，这也是保供需要行政协调与市场机制共同作用的原因。

把三条能力线放在一起看，会发现电力保供的短板并不总在电源。跨省跨区输电受制于通道容量与送受端的协调机制，需求响应的规模取决于价格信号的传导效率与用户侧的可调节资源，支撑性电源则受制于建设周期与收益保障。今年夏天部分区域电网负荷32次创新高，说明系统在高峰时段的余量并不宽裕，任何一条线出现卡点，都会在负荷曲线上放大。

值得注意的是，负荷结构本身也在改变。数据中心、新能源汽车充电、工业电锅炉等新型负荷快速增长，用电曲线变得更加刚性：数据中心的用电不随气温变化，充电负荷则集中在傍晚至夜间的时段，与居民生活用电的高峰高度重叠。这意味着保供不再是单纯的“迎峰度夏”问题，而是全年、全时段都需要考虑的常态话题，对调节资源的需求也从季节性转向持续性。

对发电企业来说，顶峰能力的价值正在被重新定价。容量电价机制给煤电的可用容量提供了相对固定的补偿，辅助服务市场为调频、备用等品种定价，现货市场在高峰时段给出更高的分时价格。多种机制的叠加，使得“顶峰”从过去被动的义务逐步转向可获得收益的能力。上半年火电企业利润改善，与煤价回落和容量电价执行有直接关系，这一点在近期的半年报中已经有所体现。

秋天之后，保供的账本会转入冬季。北方采暖季的供热负荷与电力负荷叠加，天然气与煤炭的供应保障需要提前安排；同时新能源装机仍在增加，系统对调节资源的需求只会更强。15.57亿千瓦这个数字，明年夏天大概率会被改写，真正需要持续跟踪的，是支撑性电源建设、跨省通道扩容与需求侧响应规模这三条线能否与负荷增长同步。

抽水蓄能与新型储能是支撑性电源之外的调节补充。国家能源局数据显示，今年上半年全国新增抽水蓄能装机300万千瓦，截至6月底抽水蓄能累计装机达到0.69亿千瓦，约占水电装机的15%。抽水蓄能的优势在于容量大、寿命长、调节速度快，但建设周期长、选址受地形限制；新型储能建设周期短、布点灵活，持续放电时长与安全性仍在持续改进。两类资源在电网中的角色并不重叠，也难以相互替代。

需求侧的调节能力同样在扩容。分时电价的执行范围扩大、尖峰时段的加价幅度提高，都在把用户的用电行为往低谷时段引导；需求响应与虚拟电厂则通过聚合工业负荷、楼宇空调、充电桩等可调资源，在高峰时段削减负荷。这类资源的优势是不需要新建发电设施、成本相对低，但规模取决于价格信号的传导效率与用户侧设备的信息化程度。

跨省跨区交易在高峰时段承担了“搬运电量”的角色。西电东送规模超过3.4亿千瓦之后，通道的使用效率取决于送受两端的价格与需求曲线是否匹配。省间现货与跨省中长期交易机制的完善，使得高峰时段的电力能够更有效率地流向负荷中心。通道容量是硬约束，交易机制是软约束，两者共同决定了输电资源能否用在最需要的时候。

从全年视角看，夏季的保供经验会直接影响后续的电源与电网投资安排。峰值负荷被反复突破之后，各地在编制下一年度的电力平衡方案时，会重新评估调峰电源的缺口、跨省通道的余量与需求响应的可调用规模。这种评估结果最终会落到项目清单上：哪些机组要改造、哪条通道要扩容、哪些用户的负荷要接入可调节资源池。今年夏天的15.57亿千瓦，将成为明年方案里的一个基准数字。

【文中信息及数据来源于：中央广播电视总台《焦点访谈》《迎“峰”而上保供电》（2026年9月17日）、国家能源局新闻发布会（2026年7月30日）、国家能源局2026年上半年可再生能源并网运行情况新闻发布会（2026年7月30日）】

【研究支持机构：《中国工业报社》能源与双碳研究中心 |中国能源产业发展网】

来源：

中国能源产业发展网原创

作者：

高志龙