迎峰度夏不仅是对电力系统年度运行的常规考验，更是关乎国家能源安全、经济社会高质量发展与民生福祉的战略任务。在“双碳”目标深入推进、极端天气频发、经济复苏动能持续释放的多重背景下，2025年迎峰度夏工作既要直面负荷攀升、气候异常等传统挑战，还需破解新能源大规模高比例发展及消纳、电力系统调节等时代命题，亟需以全局思维和创新举措筑牢保供防线。
（一）极端天气呈多发强发态势，迎峰度夏保供压力增大
据中国气象局气候变化中心最新发布的《中国气候变化蓝皮书（2025）》显示，我国极端天气气候事件趋于增多、增强，气候风险指数呈升高趋势，2024年我国地表平均气温较常年值首次高出1.0摄氏度，为1901年以来的最暖年份；今年大概率将成为有观测记录以来最暖的三个年份之一，且不能排除其超过2024年全球平均温度纪录的可能性。同时，据生态环境部6月25日发布的《中国适应气候变化进展报告（2024）》显示，在全球气候变化背景下，预计2025年我国气候年景总体偏差，暴雨洪涝、高温热浪、强对流天气等极端天气气候事件总体将呈多发强发态势。
夏季作为电力需求的高峰期，电力稳定供应对于经济发展和民生保障至关重要。据气象局发布数据，6月份全国平均气温21.1摄氏度，较常年同期偏高0.9摄氏度，与2022年并列为1961年以来历史同期第一；6月份全国平均高温日数达12.7天，较常年同期偏多5.3天，其中京津冀地区连续9天超40摄氏度，突破1961年以来历史极值。持续的高温天气不仅会大幅增加制冷用电需求，而且对电力保供造成巨大压力。同时，可能的台风、暴雨、洪涝等灾害时常严重损坏电力设施，影响电力的正常生产和输送，加剧迎峰度夏保供压力。
夏季高温天气带动用电负荷快速增长。6月中下旬以来，我国多地持续出现的高温闷热天气导致居民空调降温用电负荷不断攀升，叠加经济增长双重拉动，各地电力负荷快速攀升。7月4日，全国最大电力负荷达到14.65亿千瓦，较6月底上升约2亿千瓦，较去年同期增长近1.5亿千瓦，创下历史新高；7月7日这一历史新高又被刷新达到14.67亿千瓦。
目前，广东、江苏、安徽、山东、河南、辽宁等十余省份用电负荷屡创新高。广东作为我国经济大省，用电负荷、电量规模连续10年位居全国省级电网第一，7月9日广东省电力负荷年内第二次创出历史新高，达到1.64亿千瓦，比去年最高负荷增加686万千瓦，同比增长4.38%。7月7日江苏电网最高用电负荷 年内第三次刷新历史新高，达1.52亿千瓦。7月7日午间，安徽省最大用电负荷创历史新高，达6688万千瓦，较去年最大负荷增长5.26%；7月5日，安徽省日用电量13.7亿千瓦时，较去年最大日用电量增长2.79%，创历史新高。7月9日，辽宁电网日用电负荷首次突破4000万千瓦大关，达到4130万千瓦，刷新辽宁电网负荷峰值。
据国家发展改革委预计，今年迎峰度夏期间，全国最高用电负荷同比增加约1亿千瓦，极端和连续高温天气及台风、暴雨、洪涝等自然灾害的影响不容忽视。此外，高温天气带来的空调安装需求仍在不断推升用电负荷。南方总调历年运行数据显示，当气温达到35摄氏度以上时，每增加1摄氏度，对应用电负荷增长400万～550万千瓦，而且在高温天气和高负荷运行环境下，设备缺陷、隐患容易激发，运行风险增大。
据国网能源研究院《中国电力供需分析报告（2025）》，综合考虑电力需求、电力供应情况，预计2025年迎峰度夏期间，全国电力供需总体平衡偏紧，局地高峰时段电力供应紧张，主要分布于华东、华中、西南、南方等电网区域，考虑充分发挥跨省跨区互济支援能力后，局部晚峰供电压力有望进一步下降。
（三）新能源大规模高比例发展，外送及消纳挑战电网安全
随着我国新能源大规模高比例接入电网，风电、光伏等新能源逐步成为新增电量的主体电源。据国家能源局数据，截至今年5月底，我国风电、光伏发电装机规模分别达到5.7亿、10.8亿千瓦，占全部装机的比重达到45.7%，已经超过了火电装机的比重。据中电联预测，2025年我国新增新能源发电装机规模将超过3亿千瓦，年底新能源装机占比将进一步提升。
然而，新能源的间歇性、波动性和随机性特征使其出力不稳定，给电力系统的平衡和调度带来极大挑战。尤其是夏季极端和连续高温天气，以及台风、暴雨、洪涝等自然灾害恶劣天气频发，对新能源出力的影响较大，也给迎峰度夏期间电力稳定供应增添变数。2024年以来，全网系统中新能源日最大波动超过3.5亿千瓦，极端条件下，部分区域新能源波动速率接近系统最大调节能力，存在频率持续偏低或偏高风险，同步大幅削弱系统抵御故障冲击的能力。
面对今年迎峰度夏电力保供的严峻形势，从6月份开始，国家电网、南方电网，以及主要发电企业积极落实国家有关部门迎峰度夏能源保供会议精神和工作要求，并安排部署应对夏季用电“尖峰时刻”，全力保障电力安全供应和防汛抗旱抢险救灾工作。
（一）国家电网140项迎峰度夏重点工程全部按期投产
6月13日，国家电网召开2025年迎峰度夏电力保供暨安委会第三次会议，从健全完善工作机制、强化电网安全管控、做好电源稳发增供、强化电网资源配置、做好供电优质服务、提升应急处置能力等六个方面制定电力保供24项重点措施，全力以赴确保电网安全运行和电力可靠供应，保障经济社会高质量发展。6月18日，国家电网举行2025年迎峰度夏暨大面积停电事件联合反事故演练，集中检验公司应急体系和应急能力，确保电网安全运行和电力可靠供应。
据国家电网数据，截至6月30日，国家电网2025年140项迎峰度夏重点工程全部按期投产，今年迎峰度夏重点工程电压等级覆盖66千伏至750千伏，地域范围涉及国家电网经营区20家省级电力公司，总投资303亿元，共新建线路长度4600千米，新增变电容量5006万千伏安，提升供电能力超3000万千瓦。
6月27日，南方电网召开2025年迎峰度夏保供电动员会，从智能调度、运行管理、市场化改革、应急抢修等方面，抓实迎峰度夏保供电措施，确保电网安全稳定运行和电力可靠供应。同时，6月24至25日，南方总调开展2025年电力通信网“迎峰度夏”暨防风防汛联合应急演练，并设置六个演练场景，涵盖了台风期间可能出现的主要通信故障类型。
据南方电网数据，截至6月30日，南方电网2025年22个迎峰度夏重点工程全面建成投产，建设线路总长度达1.1万千米，输电能力进一步提升，直接增加变压器容量295.69万千伏安，可满足6万个家庭的用电需求。
6月20日，国务院国资委召开中央企业迎峰度夏能源电力保供工作推进会，会议要求各中央企业要带头做好迎峰度夏能源电力保供工作。
我国主要发电企业积极采取一系列有力措施，全力保障能源供应安全稳定。6月12日，中国华电部署安排2025年迎峰度夏能源保供工作会，以实际行动展现“顶梁柱”顶得住的责任担当。6月25日，国家电投集团召开2025年迎峰度夏能源保供工作部署会，明确要抓好长协履约兑现，落实好“一分钱”提质增效专项工作方案，全面提高电煤保供能力。6月26日，三峡集团召开2025年迎峰度夏能源电力保供部署推进会，其长江干流梯级电站已全面做好迎峰准备，预计今夏最大出力超7000万千瓦。
进入7月份以来，迎峰度夏进入关键期，结合今年迎峰度夏面临的新形势，建议从强化电源保障、加强电网建设与运维、优化需求侧管理、完善电力市场及跨省跨区电力互济交易机制、加强应急保障体系建设等角度多措并举全力保障迎峰度夏任务。同时，鉴于安徽电网在华东电网中承担着“桥头堡”和重要枢纽的重要地位，且安徽省今年迎峰度夏工作中已经采取了一系列精准有效的措施，故本文在部分具体举措建议方面以安徽省的实践为例做详细介绍。
各大发电企业要确保机组稳定运行，加强机组运维检修管理，不断提高设备可靠性和发电效率。对于火电企业，要保障电煤供应，提高电煤库存水平，确保不因缺煤而影响发电。同时，发电企业要加强在建电源项目管理，合理调配资源，确保项目按期高质量并网，持续提升保供能力。例如，煤电火电依然是迎峰度夏电力稳定供应的“压舱石”，今年迎峰度夏攻坚战以来，国家能源集团煤电在运机组增加51台，运行容量增加2804万千瓦，弃风率下降4.5个百分点，弃光率下降4个百分点。
7月份高温天气以来，安徽淮南潘集电厂4台66万千瓦燃煤发电机组基本一直处于“火力全开”状态；同时，国网安徽电力持续做好新机并网服务，且加强机组状态管理，会同政府开展机组状态核查，严格机组考核，深挖地县调机组发电潜力，迎峰度夏期间力争提升省内发电能力100万千瓦；进一步优化储能燃机调用，确保储能具备160万千瓦、燃机具备170万千瓦顶峰能力。
加快风电、光伏等新能源项目的建设进度，推动项目尽早并网发电。加强新能源消纳能力建设，通过完善电网接入系统、建设储能设施等方式，提高新能源的消纳水平。截至今年5月，安徽省新能源发电装机容量达6399万千瓦，已至“十四五”规划目标的1.77倍，超越燃煤成为全省第一大电源。目前安徽省新型储能装机规模达324万千瓦，已提前达到全省“十四五”新型储能规划目标，预计到今年年底，安徽省新型储能装机规模将达400万千瓦左右。为高效调用储能电站，国网安徽电力建立了新型储能调度运行管理系统，实现全省储能资源“一张图”管理，该系统可实时展示全省88座新型储能电站的台账、运行状态及并网性能评价信息，便于电网统一调度。
电网企业肩负着电力保供的首要责任，加强电网建设与运维，尤其是加快推进度夏重点工程建设、持续提升电网智能化供电水平和能力、加强电网设备运维等都是电网企业迎峰度夏的主要举措。
按照两大电网企业迎峰度夏重点工程和重点任务部署，加快建设一批重点电网工程，提升电网的输电能力和供电可靠性。6月20日，安徽500千伏金牛输变电工程正式投运，标志着安徽电网2025年迎峰度夏22项重点工程全部竣工投产。近年来，安徽电网陆续建成500千伏阜阳阜四、安庆四、金牛等重要超高压工程，投运110千伏及以上输电线路1682千米，新增变电容量974.6万千伏安，为迎峰度夏电力保供提供了坚强支撑。
积极应用数字化、智能化技术，提升电网的运行监测和故障诊断能力，推广智能巡检无人机应用，提高设备巡检效率；建设“电网一张图”，实现故障的快速定位和分析，推动抢修服务由“接诉即办”向“未诉先办”转变。
迎峰度夏期间，国网安徽电力充分利用在线监测、智能巡检、主动预警等数字化手段，深化各类监测数据分析，每日开展多端数据比对分析，每月进行在线监测数据人工复盘分析，全面管控设备运行状态；在大负荷期间，安徽古泉换流站加大巡视力度，动态调整巡视频率，组织多批次全工种联合巡检和管理人员巡视，重点加强对重载设备的红外测温、紫外检测、超声和局放监测。
增加输变配电设备巡检频次，加强重要输电线路、重点变电站的运行监测，及时排查消除设备隐患。对骨干输电通道、枢纽变电站等设备开展精细化巡检和隐患消缺，提高设备可靠供电水平。
国网安徽电力积极加强机组检修管理，在迎峰度夏前完成半年度49台、共2358万千瓦机组计划检修任务；在一些重要输电线路沿线，设置了实时监测装置，对线路的运行状态进行24小时监控，确保及时发现并处理问题。
迎峰度夏不再是简单地多发电、多供电，用户侧需求也成为重要电力保供“资源池”，通过积极开展需求响应，引导用户在用电高峰时段主动削减负荷也是主要措施之一。
1.落实分时电价优化政策，引导用户调整负荷缓解尖峰压力
建议各地积极出台并严格落实分时电价政策，引导用户合理用电。在用电高峰时段提高电价，鼓励用户减少用电；在用电低谷时段降低电价，引导用户错峰用电。
今年以来，安徽省进一步优化完善工商业峰谷分时电价政策，将夏季0:00-2:00低谷段移至午间11:00-13:00，引导工业用户增加午间用电行为、缓解晚峰压力，同时也增加用户侧储能充放使用空间，由一充一放的电价政策空间拓展为两充两放，进一步推动午间新能消纳以及储能行业高质量发展。同时，安徽省还试行节假日深谷电价，对用电容量315千伏安以上执行工商业两部制电价和峰谷分时电价的工业用电试行节假日深谷电价，在谷段电价基础上下浮20%，提高绿色电力消纳能力的同时鼓励工业企业调整生产时序，进一步降低用电成本。
2.聚合资源智慧调控，强化虚拟电厂等灵活性资源多维协同
虚拟电厂作为灵活性资源的一种，可以有效帮助电网实现“削峰填谷”，在迎峰度夏保供中发挥重要作用。虚拟电厂可以把新能源汽车等较为零散的分布式电源“聚沙成塔”，通过车网互动等方式将其纳入电力系统运行，有效提升电力供应能力和可再生能源消纳能力，保障电网安全稳定运行。建议各地积极组织用户参与需求响应，通过经济激励手段，引导用户在用电高峰时段主动削减负荷。
例如，7月10日11时05分，国网合肥供电公司电力调度控制中心通过合肥虚拟电厂对40座换电站、82个充电桩群等用户发出调度指令，15秒内位于蜀山区的某换电站工作功率便由210千瓦降低至100千瓦，每块电池的充电时间增加约10分钟，但每台车的换电时间保持不变；本次负荷调节持续超过1个小时，让出2万千瓦时电量，相当于3000余户合肥普通居民家庭日用电量总和。目前，合肥虚拟电厂已接入合肥市内近600座充换电站，占其可调节负荷的40%以上。迎峰度夏期间，城市新能源汽车正化身为电网的“移动充电宝”，成为支撑新型电力系统高效经济运行的重要力量。在安徽省，类似的虚拟电厂还有12个，通过这种资源聚合的方式，目前安徽电网已储备日前500万千瓦、日中200万千瓦的负荷调控能力。
夏季高温天气下，居民生活用电需求激增（尤其是空调制冷负荷）是用电负荷创新高的主要驱动力。据统计，华东电网4.22亿千瓦负荷中，37%来自空调；北上广深等城市空调负荷占比突破40%；2025年江苏省空调制冷用电约占增量负荷的90%。建议各级政府及企业通过多种渠道，加强节约用电宣传，倡导居民和企业节约用电；鼓励居民合理设置空调温度，夏季室内空调温度设置不低于26摄氏度；引导企业优化生产流程，提高能源利用效率。
在安徽，针对居民空调负荷大、晚峰占比高的特点，安徽省能源局出台居民“节电响应”支持政策，打造“节电响应 皖美同行”宣传品牌，全省低压居民用户、居民充电桩用户可通过“国网安徽电力”微信小程序参与一键响应，节电日与前一时段的用电量差值作为节电成效。在7月4日居民节电首次响应当晚，全省30.18万用户成功响应节电享受到电费奖励，最大压降负荷31.13万千瓦，既有效缓解了电网高峰压力，降低居民用电成本，更是倡导绿色、低碳能源消费理念的有力举措。
我国电力体制改革过程中，国家电网和南方电网两大电网公司相对独立发展，分别在各自经营区内形成了较为完整的电力市场体系，但是这两个电力市场本身互不联通，两大电网之间客观上存在电力互济不足、资源配置不畅、效率不高等问题。
近年来，两网也在积极探索跨省跨区电力互济，已有江城直流、闽粤直流两条跨电网经营区输电通道，通过江城直流减送和反送支持华中等区域保供，积极组织闽粤直流送电实现华东及南方等区域灵活互济。但是从根本上讲，两网间仍然缺乏常态化市场交易机制，电力互济主要以政府间协议、应急调度为主，采取“一线一议”“一事一议”模式，不仅电力互济频次少、规模小、灵活性差，而且制约了网间通道的充分利用和互济作用的充分发挥，不利于保障迎峰度夏（冬）等高峰用电需求时期的全国电力安全供应。
加强跨省跨区电力互济是做好全国电力保供的一项重要措施，其中非常关键的一项工作就是做好跨经营区的电力互济。7月11日，国家发展改革委、国家能源局发布《关于跨电网经营区常态化电力交易机制方案的复函》，促进两网进一步深化合作，充分发挥跨电网经营区常态化交易机制作用，并能在今年迎峰度夏期间更好的支撑电力保供。据北京电力交易中心数据，近期跨电网经营区交易已实现按月开市，组织达成迎峰度夏期间南网送国网中长期交易，成交电量超20亿千瓦时，首次实现闽粤直流迎峰度夏期间全时段200万千瓦满送，可供华东地区百万家庭用电；今年将在年度、月度、月内、现货等交易周期，实现跨电网经营区交易常态化开市，有力支撑度夏期间电力保供，满足长三角、大湾区等重点地区绿电消费需求，并探索达成多年期绿电交易签约。
电网企业要加强应急体系建设，加强与气象、水利、交通等部门的沟通与合作，强化气象监测及灾害预警分析，精准研判重大灾害性天气对电网的影响。制定完善应急预案，提前做好应急物资储备和应急队伍建设。在灾害发生时，能够迅速启动应急预案，高效开展应急抢修，保障电力供应尽快恢复。
迎峰度夏是检验电力系统“抗风险能力”的关键期，通过实战演练和预案优化，可提升应对极端情况（如台风、干旱导致水电减发、负荷超预测）的能力，为未来应对更复杂的气候条件（如全球变暖加剧高温）积累经验。建议电网企业应继续定期组织开展大面积停电事件联合反事故演练，通过演练查找应急预案中存在的问题，及时进行修订和完善，不断提升应急管理水平和协同作战能力。
电力
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