7月初以来，全国用电负荷三创历史新高，最高达15.53亿千瓦，较去年极值增长约4500万千瓦；若遇大范围持续性高温，最大用电负荷可能攀升至16亿千瓦左右，较去年净增9000万千瓦。这意味着，中国电力系统正在经历一次前所未有的"极限压力测试"。
01｜高温叠加经济回暖：负荷为何屡破纪录
7月初以来，副热带高压西伸北抬，叠加南方多地出梅，全国出现较大范围持续性高温天气。在经济运行持续向好的共同驱动下，多地用电需求旺盛增长，华东、华中等4个区域用电负荷6月以来7次创新高，辽宁、江苏、湖北、四川等15个省级电网用电负荷累计32次刷新纪录。
负荷飙升的背后，是气温与经济的双重叠加。一方面，空调降温负荷成为增量主力；另一方面，工业生产韧性不减，第三产业和居民用电贡献率持续提升。用电负荷从来不仅是气象指标，更是经济运行的"体温计"——15.53亿千瓦的峰值，折射出中国经济的内生韧性。
02｜硬支撑加码：4亿千瓦新增装机筑牢底盘
面对负荷飙升，供给端并未"掉链子"。与去年迎峰度夏相比，今年6月全国新增发电装机约4亿千瓦，其中水电、气电、煤电等支撑性调节性电源新增装机1.1亿千瓦，为保供奠定了坚实的物质基础。
电网侧同样加足马力。新投产的陕北—安徽特高压直流工程，使全国在运特高压通道达到46条，"西电东送"输电能力超3.4亿千瓦。度夏以来，全国统调电厂存煤可用天数超过30天，处于历史较好水平，各类支撑性调节性电源应开尽开、稳发满发，各地均未出现需求响应或有序用电情况。
03｜储能规模化崛起：从"配角"走向"主角"
在这场保供攻坚战中，新型储能的角色正在发生根本性转变。国家能源局同日发布的《中国新型储能发展报告（2026）》显示，"十四五"初期全国新型储能装机仅300万千瓦，到2025年底已飙升至1.36亿千瓦，总体呈现逐年翻倍态势，约占全球50%。
更具说服力的是利用效能的跃升：2023年、2024年、2025年全国新型储能等效利用小时数分别达到611小时、911小时、1195小时，系统调节作用逐年凸显。技术路线上，国内已形成磷酸铁锂储能为主导，压缩空气、液流电池、钠离子储能多路线并行的格局，为新型电力系统灵活调节提供多元技术支撑。储能，正从"配套补位"走向"关键支柱"。
04｜跨区互济+一省一策：保供体系的组合拳
当7月14日全国负荷处于历史高位时，跨省跨区最大输送电力达2.78亿千瓦，有力支撑了电力供应保障。这正是"全国一张网"优势的实战检验——东部高温少风时，可接收西北的煤电与风光电力；西南来水较好时，水电通过跨区通道外送，错时错峰互济将极端天气冲击降至最低。
广东、安徽、河南、四川、重庆等地认真落实"一省一策"保供措施，供需偏紧时段调控保障手段充足。国家能源局表示，将按"常态供应有弹性、局部短时紧张有措施、极端情况应对有预案"目标，压实各方主体责任，统筹优化电力资源配置，全力做好度夏保供。
从新增4亿千瓦装机的"硬投入"，到46条特高压通道的"大动脉"，再到1.36亿千瓦新型储能的"软调节"，中国电力系统正在用一套立体化、体系化的保供方案回应极限压力。这场迎峰度夏的"大考"远未结束，但底牌已经亮明。
