2025年夏季，中国电力系统迎来新一轮“大考”。国家电网预测其经营区最大用电负荷将首次突破13亿千瓦，而全国最高负荷预计将达到16亿千瓦左右，较去年增长约6%。这一数字不仅预示着用电高峰的来临，更对能源保供与电网韧性提出了前所未有的挑战。
01 负荷峰值再破纪录
13亿与16亿千瓦，这两个数字勾勒出今夏电力需求的巨大体量。国家电网经营区的负荷预测值，标志着区域电网承载能力正逼近新的极限。放眼全国，16亿千瓦的预估值则意味着整体电力需求在去年高基数上继续攀升，增量接近9000万千瓦。
回顾2024年夏季，全国最高用电负荷已处于历史高位。进入2025年，负荷曲线持续上翘，仅在7月上半月，全国电力负荷就较6月下旬激增超过2亿千瓦。这种快速增长态势，使得电力保供从季节性任务转变为常态化的系统性压力测试。
02 双重驱动：经济与气候
负荷屡创新高，是经济活力与极端气候共同作用的结果。一方面，宏观经济平稳向好，特别是装备制造、高技术产业及数字经济等新质生产力领域用电需求旺盛，成为负荷增长的深层引擎。另一方面，入夏后全国多地出现持续性高温天气，居民制冷用电刚性需求大幅释放，直接推高了电网尖峰负荷。
这种“经济热度”与“天气热度”的叠加效应，在浙江、江苏、广东等经济活跃省份表现得尤为突出。这些地区往往面临制造业生产与居民生活用电高峰重合的压力，对跨省电力互济和本地调节能力提出了更高要求。03 电网的“极限压力测试”
高峰负荷的持续攀升，将电网置于“极限压力测试”之中。首要挑战在于时空分布的不均衡。华东、华中地区供需时常偏紧，而西北等能源富集地区则存在电力外送需求，如何通过大电网实现资源优化配置成为关键。
其次，随着风电、光伏等间歇性新能源大规模并网，电力系统的调节能力面临考验。午间光伏大发与晚间用电高峰存在时间差，需要灵活的储能和快速调节电源作为支撑。此外，极端天气频发也增加了电网安全稳定运行的不确定性。
04 系统性保供“组合拳”
面对挑战，电力行业已打出一套系统性的保供“组合拳”。硬件层面，国家电网规划的140项迎峰度夏重点工程已全部按期投运，这些工程总投资303亿元，预计可提升供电能力超过3000万千瓦，有效缓解了关键通道和区域的供电压力。
软件层面，电力市场化改革持续深化。2025年，全国市场化交易电量占全社会用电量比重预计将进一步提升，通过价格信号引导发电侧和用户侧灵活互动，促进电力资源在更大范围内优化配置。同时，跨省跨区电力交易规模不断扩大，为省间电力余缺互济提供了市场化通道。
不断刷新的用电负荷纪录，是中国经济活力与民生福祉提升的直观映射。应对这一挑战，已不能仅靠单一电源或线路的增容，而是需要构建源网荷储协同互动的新型电力系统。未来，在持续加强电网基础设施的同时，通过市场机制挖掘需求侧响应潜力、提升清洁能源消纳能力，将是保障电力安全、推动能源转型的必由之路。