数字储能网讯：今夏预计将出现厄尔尼诺现象，气候扰动影响显著。随着6月来临，电力系统迎峰度夏工作即将全面启动。为前瞻研判电力保供形势，中能传媒聚焦迎峰度夏重点工作，围绕今夏全国电力供需整体格局、厄尔尼诺对电力保供的影响、区域性供需紧张化解路径等问题，采访了国网能源研究院经济与能源供需研究所专家汲国强，以及高级研究员刘青、马捷、许传龙。
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中能传媒：综合当前气候趋势、用电需求及电力供给等因素，2026年迎峰度夏期间全国电力供需整体形势预计如何？是否存在供需偏紧情况？
汲国强：根据电力需求、电力供应情况，通过电力电量平衡分析，预计2026年迎峰度夏期间，全国电力供需平衡，局地高峰时段存在供需缺口，通过跨省跨区互济可基本消除。
省级电网中，度夏期间，浙江、四川、广东等省可能存在电力供需平衡偏紧的情况，无电力供需紧张省份。分区域看，华东、华中、西南、南方电网区域电力供需平衡偏紧，华北、东北、西北电网区域电力供需平衡。
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中能传媒：气象部门预警今夏大概率发生厄尔尼诺现象，该气候异常将对今夏用电负荷、电力供需格局带来哪些影响？是否会进一步加剧局部时段、局部区域电力供需紧张态势？
刘青：从目前气候预测来看，厄尔尼诺状态预计在今年5月形成，并于夏秋季发展为一次中等及以上强度的事件。这对今夏的用电负荷、供需格局将产生显著且复杂的影响，主要体现在三个方面：
第一，极端高温驱动用电负荷再攀新高，加剧保供压力。
厄尔尼诺通过海气相互作用向大气释放巨大热量，叠加全球变暖背景，容易导致更强、更持久的高温热浪。预测显示，今夏全国大部气温偏高，华东中西部、华中中部等地甚至偏高2—3摄氏度，华东南部、华中南部等地盛夏高温日数可达27—32天。持续高温将直接推升空调等降温负荷，预计全国最大负荷增速继续超越用电量增速，规模可能突破16亿千瓦，若遇极端高温，局部时段供需压力会陡然增大。
第二，降水“南北多雨、中间少雨”格局，将导致水电出力区域性分化。
厄尔尼诺往往会引发降水分布异常。今夏长江中游地区高温少雨，湖北、湖南北部、重庆等地降水偏少二至五成，可能出现阶段性干旱现象，直接制约三峡、葛洲坝等梯级电站出力。与此同时，金沙江流域降水偏多一至二成，有利于乌东德、白鹤滩等电站增发。这种“一边偏枯、一边偏丰”的格局，对电力调度中的跨区互济能力提出了很高要求。偏强厄尔尼诺会冲击水电依赖型地区，干旱导致发电量锐减，届时可能迫使部分地区转向化石燃料发电，导致碳排放和环保压力增大。
第三，供需总体平衡，但高温与来水分化的复合风险，会加剧局部时段和区域的紧张态势。
当前判断，2026年迎峰度夏全国电力供需总体平衡，但局部高峰时段存在缺口。气温、来水和天然气供应是三大不确定性来源。在厄尔尼诺背景下，最大的挑战恰恰是气候条件的组合风险：一旦出现大范围极端高温，叠加长江中游来水特枯引发的水电减发、静稳天气导致的局部风电出力下降等情况，华东、华中等地用电高峰时段将大概率出现供需缺口，局部电力保供紧张态势将明显加剧。
概而言之，厄尔尼诺并非单独制造一个新问题，而是作为一个“放大器”和“触发器”，在全球变暖的背景下，将高温、干旱、强降水等极端事件的冲击同步放大，使得局部时段、局部区域的电力供需紧张态势更加突出和复杂。
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中能传媒：针对今夏可能出现的阶段性、区域性供需紧张情况，能源电力行业将采取哪些系统性、针对性措施，保障电力安全稳定与可靠供应？
汲国强：主要措施包括以下几个方面。
一是会同有关部门和电力企业研究制定电力供应保障总体方案，加强电力供需形势预测预警。进一步强化统筹协调和前瞻谋划，健全常态化会商研判机制，对宏观经济走势、项目投产、气象水情、燃料供应、跨省跨区送受电安排等实施动态监测与全景分析，做到早研判、早预警、早处置；完善电力应急调度和备用电源配置，层层压实属地、行业和企业责任，防止在高峰时段和极端天气条件下出现预案失灵和资源错配等问题。
二是加强煤、气、水、电网协调，确保一次能源稳定供应，保障用电高峰时段的电力供应能力。燃料方面，密切跟踪电煤、天然气供需形势，及早拓宽来源、优化结构、稳定库存，统筹气网、电网协同运行，强化产运需全链条衔接，确保燃料“供得上、储得足、调得动”。电源方面，发电企业要科学安排机组检修计划，充分挖掘煤电机组顶峰能力、发挥压舱石作用，保障燃气机组气源供应，提高水电机组来水优化调度能力，确保关键期间主力电源“应开尽开、能发稳发、顶峰有力”。电网方面，电网企业要提升跨区跨省资源优化配置和配网末端保供能力，统筹做好重要输电通道、关键变电站、城市配网薄弱环节和重点民生供电工程的建设、改造、巡检，充分发挥保供关键时段省间互济支援能力，在此基础上优化调度新型储能、常规电源顶峰能力。储能方面，加强储能电站并网调度管理，强化储能与新能源协同控制，优化储能充放电策略，确保关键时段顶得上、稳得住。
三是树牢底线思维，充分考虑多重极端不利因素叠加的复杂局面，制定极端场景下电力保供预案。今年度夏期间，大范围极端高温带来的负荷骤增、长江中游干旱导致的水电减发以及地缘政治冲突导致的国际能源市场波动，均是电力保供不可忽视的风险因素。在极端天气频发、广发、强发、并发，且美以伊局势走势仍存不确定性的背景下，必须针对性制定大范围极端高温天气叠加长江中游来水特枯、国际能源市场剧烈波动等极端场景下的电力保供预案，加密极端场景下气候水文、燃料供应、负荷走势会商研判与预警频次，拓展天然气多元化供给渠道，统筹煤、气、水资源调度，优化电网调度预案，保障机组应发尽发，全力化解各类超预期风险，坚决守住大电网安全和民生用电底线。
四是加强节电宣传与舆论引导，营造节约用电社会氛围。深化节约用电主题宣传，通过新闻媒体、社交平台、社区活动等多渠道普及节能节电知识，为保供工作营造良好社会氛围。
五是充分发挥跨省跨区互济支援能力。首先就是加强组织协调，推动送受端加快签订中长期交易合同，落实跨区送电协议，确保跨区直流按规划目标平稳送电。然后是滚动测算省间交易能力，协商优化交易策略和交易曲线，适时增加交易频次，充分利用不同区域电网之间地域差、时间差、温度差等特性，提高跨省跨区支援能力。
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中能传媒：电力供需动态监测与精准研判，在迎峰度夏保供工作中具有怎样的价值？当前行业如何实现供需形势的准确预判、预警？
汲国强：电力供需动态监测与精准研判是做好迎峰度夏电力保供的前提和基础，其核心价值在于提前掌握电力需求变化趋势，优化资源配置，制定保供策略，从而提升电力系统应对能力，有效避免或缓解供需紧张态势，保障电力供应平稳有序。
当前主要通过以下方面实现准确预判与预警：
影响因素识别及研判：分析影响度夏电力需求、电力供应的主要因素，包括宏观经济、重点行业运行态势、一次能源供应、气象因素、电价政策等，研判各因素走势及对电力需求、电力供应的影响。
电力需求预测：综合考虑各方面影响因素，基于经济、重点行业、气象以及历史用电数据，运用多种预测方法，多场景预测度夏期间各地区电力需求走势。
电力供应预测：基于各地区电源装机、跨省跨区通道等摸排汇总，并结合电煤、天然气、来水、风光等一次能源研判，在充分考虑跨省跨区互济支援能力的基础上，预测度夏期间各地区电力供应能力。
电力电量平衡分析：结合电力需求和电力供应研判，开展电力电量平衡分析，确定各地区主要供需指标（如实际备用率、电力余缺等），明确电力供需态势。
总体来看，准确研判电力供需形势的核心在于影响因素把握精准、基础数据翔实完备、预测模型科学有效。
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中能传媒：今夏电力保供将如何推进精细化调控、精准化调度？具体在负荷管理、机组调度、需求侧响应等环节如何落地实施，提升保供效率？
马捷：为保障极端天气情况下电力安全可靠供应，将坚持极限思维、底线思维，持续开展传统工业、空调负荷及虚拟电厂等需求侧资源排查挖掘，并做好可调能力校核及动态评估，确保资源能力充足、真实可用；同时将按照市场价格调节、节约用电引导、需求响应用足、有序用电兜底整体思路，做好渐进式迎峰度夏负荷管理方案，并合理设置需求响应等激励型措施补贴价格标准，最大程度提升用户参与意愿，夯实资源调节实效。
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中能传媒：作为电力保供“压舱石”，煤电在今年迎峰度夏期间将发挥怎样的支撑作用？如何保障煤电机组顶峰出力、稳定运行？当前及今夏电煤供应保障、库存水平预计情况如何？
汲国强：今年迎峰度夏期间，煤电在电力供需平衡中将作为支撑性电源充分发挥兜底保障作用和灵活调节作用，特别是在天然气供应受阻、气电出力存在不确定性的极端情况下，煤电将“临危受命”。
为保障煤电机组顶峰出力、稳定运行，主要采取以下措施。一是密切跟踪电煤供需形势，加强监测预警，统筹协调各部门及早做好电煤储备。二是加强各方沟通协调，加快推进保障性支撑性煤电建设进度，确保度夏前能投产的煤电机组应投尽投，充分发挥托底作用。三是推动煤电机组灵活性改造，不断提升煤电机组灵活性调节能力。四是加强煤电机组运行管理，利用春检时间窗口，持续优化、滚动调整机组计划检修安排，在度夏前保质保量完成计划检修任务，尽可能减少机组非计划停运和出力受阻。
当前我国电煤供应保障总体稳定，长协煤履约率较高，全国统调电厂存煤处于历史较高水平。展望全年，从煤炭供应侧来看，预计2026年我国煤炭产量稳中有增，全年煤炭产量比上年增长0.5%—1%。从煤炭需求侧来看，预计全年煤炭消费低速增长，全年煤炭需求比上年增长0.5%左右。整体来看，预计2026年我国煤炭供需形势总体平衡。预计度夏期间，我国电煤供应总体有保障。
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中能传媒：除国内供需因素外，国际能源市场、地缘环境等外部因素，将对今夏我国煤炭、天然气等电力燃料供应带来哪些潜在影响？
许传龙：我国煤炭市场供需总体平衡，但国际煤价上涨将对国内煤价形成一定影响。从国内看，我国煤炭供给能力持续提升，部分新核准、新核增产能将陆续释放，新疆、陕西、内蒙古、山西等主要产煤省份产量今年有望稳中有增，加之当前全社会存煤水平较高，煤炭供应总体有保障。从国际上看，受印尼煤炭出口配额下降、美以伊冲突等影响，国际煤价大幅上涨，全球煤炭市场进入结构性紧平衡周期，进口煤性价比优势丧失、补充调运能力受限，沿海电厂将更多依托内贸煤补给，沿海区域用电高峰时段可能出现资源偏紧、采购成本上行的情况。
天然气市场方面，国际地缘冲突对今夏我国天然气供应带来一定负面冲击。受美以伊冲突影响，霍尔木兹海峡通行受阻及卡塔尔LNG出口设施受损，对我国约30%的进口LNG供应造成冲击，叠加欧洲天然气当前库存偏低、夏季补库需求持续增强的市场现状，迎峰度夏期间，全球天然气现货价格可能进一步走高，东南沿海气电企业如果超出合同增购天然气，将面临气源紧张与进口成本飙升的风险。
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中能传媒：电力市场化交易在今夏迎峰度夏工作中将发挥哪些作用？如何通过市场化机制优化资源配置、助力电力供需平衡与保供稳价？
许传龙：年迎峰度夏工作中发挥“资源大范围配置、余缺精准互济、价格引导行为”的核心作用。在省间交易方面，通过跨区域中长期合约锁定基础供应、稳定市场预期，省间现货交易则以高频次、短周期的灵活交易快速响应区域供需变化，将富余电力精准输送至紧缺地区，有效支撑大电网安全运行。在跨经营区交易方面，国家电网与南方电网已建立常态化运行机制，充分发挥全国统一电力市场资源优化配置作用。在市场价格引导供需方面，各地电力现货市场建设持续深化，“能涨能跌”的价格信号将激励火电机组主动顶峰出力，储能电站、虚拟电厂等积极参与系统调节，并引导大工业用户错峰生产、主动削减高峰负荷，依托市场化交易机制与价格信号的引导激励，有效缓解局部时段电力供需紧张、平抑电力价格异常波动，助力实现迎峰度夏期间的保供稳价。
