今年入夏以来，电力系统经历一场保供“大考”。国家能源局发布的数据显示，迎峰度夏期间，全国最高用电负荷同比增长超1亿千瓦。7月份以来，华北、华东、华中、西南4个区域电网及江苏、浙江、山东等17个省级电网负荷创历史新高。
在6月18日国家发展改革委举行的新闻发布会上，发言人李超表示，今年夏季高峰电力保供，必须充分考虑极端天气事件影响和巨大的消暑降温用电需求，持续动态研判形势，做好充足的准备工作，迎峰度夏期间将通过精细化开展电力需求侧管理，更好保障民生和重点用电需求。
为答好迎峰度夏电力保供这份“考卷”，能源行业“风光水火”齐发力，坚决扛牢电力保供主体责任，确保全社会用电无忧。而在保供“主力军”之外，顶峰“新势力”也在默默发挥自身的作用。
蓄势“冲锋”
今年迎峰度夏期间，国内 项目集中上线。在城市用电高峰期，用市场化的方式调节用电需求，成为了电力保供的“新势力”。尤其是电网侧储能，其以能够接受统一调度的优势，在迎峰度夏电力保供关键时刻发挥顶峰作用，同时也在促进负荷低谷时段的新能源消纳，成为了平稳迎峰度夏、缓解电网调峰压力的“香饽饽”。
江苏无锡最大电网侧 电站5月底并网，每天最高可为无锡市提供约100兆瓦时错峰电量。6月30日，浙江龙泉磷酸铁锂储能示范项目实现全容量并网。按照年最低运行600小时计算，电站一年的发电量可达6000万千瓦时，能满足4万户居民家庭一年的用电需求。
7月10日，华中电网首次开展 集中调用。此次调用涉及华中区域四省158座 电站，总放电额定功率达482万千瓦。 集中调用与分省调用相比，最大放电电力提升约100万千瓦，相当于新增一台百万千瓦火电机组顶峰能力。本次调用验证了 在保供关键时段的顶峰能力和集中调用机制的有效性。
不仅如此，多地更是出台政策支持 参与并网顶峰。2024年3月，安徽印发《支持先进光伏和 产业集群高质量发展若干政策》，其中明确规定“独立 项目按照电网调度指令进行充放电，放电电量上网价格为安徽省燃煤发电基准价，充电电量按安徽省燃煤发电基准价的60%进行结算。在迎峰度夏（冬）期间（1月、7~8月、12月），独立 项目按照电网调度指令安排调用充放电，不结算充电费用，放电上网电量价格为安徽省燃煤发电基准价”。同时，对参与顶峰的5个独立 项目予以上网放电量最高0.2元/千瓦时的支持。
参与电力市场交易，充电时为市场用户，从电力现货市场中直接购电；放电时为发电企业，在电力现货市场进行售电。迎峰度夏期间，安徽对于按照电网调度指令安排调用充放电的独立 项目，不结算充电费用，放电上网电量价格为安徽省燃煤发电基准价。相当于减免了充电费用，拉大了买进卖出的价差，保障了储能电站盈利，充分调动起储能项目参与顶峰电力交易的积极性。
江苏出台的政策则体现了对于 应急顶峰的迫切需要。《江苏省发展改革委关于进一步加快电网侧 项目并网顶峰工作的通知》要求，已签订并网调度协议的政策保障性电网侧 项目，应及时向江苏省电力调度机构申请加快并网，按电力调度要求完成首次并网后就可进入正式顶峰运行。文件中明确表示，江苏省根据2024年电力保供需要和新能源项目实际进度，需要一批电网侧 项目提前建设、加快并网，发挥应急顶峰作用。
与此同时，以电动汽车充放电、分布式储能等资源为载体的虚拟电厂，以其负荷灵活性优势以及先进的调度控制能力，逐渐在迎峰度夏电网调节中崭露头角。
“通过调用虚拟电厂可以解决电网局部重过载、全市尖峰负荷削减等问题，既保障本地用电需求，又能通过尖峰负荷、高峰负荷平移保障全社会用电。”深圳虚拟电厂管理中心总经理程韧俐说，目前深圳虚拟电厂管理平台接入容量规模275万千瓦，相当于40多万个家庭的用电需求，实时可调负荷超60万千瓦，相当于两台中型火电机组。
虚拟电厂是个智慧平台，将各类分散、可调节的电源和负荷汇聚，进行统一管理和调度。当发电与电力负荷不匹配时，虚拟电厂像“管家”一样，通过调配电力需求，实现将电能合理分配到需求端，可大大减少电力资源的浪费、缓解电网调峰压力、增加电力调配弹性、改善电力质量等。
6月17日，国家能源局山东监管办发布了“山东首批虚拟电厂注册入市”通知，8家虚拟电厂注册信息进行了完整性校验，近30万千瓦装机、400个充电场站，以虚拟电厂的业态参与到山东电力现货市场，并高频次参与电网调节。
需求侧持续发挥调节潜力
以往，一说起电力保供就是向供给端施压，而电力需求侧潜力一直没能得到有效挖掘。实际上，对电力需求进行有序引导和调节，同样能达到供需平衡的目的，且更加经济和灵活。
用电负荷不断攀升，除增加供给能力外，需求侧也在不断发挥调节潜力。多地对需求响应工作做出安排部署，电动汽车、空调负荷、 、分布式电源等需求响应主体不断丰富，削峰、填谷等需求响应规模不断扩大。
浙江采取的是负荷响应补贴方式，通过优化负荷响应模式、完善激励机制等方式，谋划需求侧管理工作，保障迎峰度夏期间电力的可靠供应。
截至6月18日，浙江所有地市均已出台对各类型负荷响应方式的补贴政策，实现电力需求侧管理政策全覆盖。相关补贴政策主要涵盖空调负荷、移峰填谷、集中检修等内容。此外，部分地市针对储能、柴油发电、电动汽车充电桩等资源还出台了个性化补贴政策，以激发广大工商业用户的参与积极性。
以浙江省金华市为例，该市推出浙江省首个市级政策，明确全年度的移峰填谷、空调负荷管理、需求响应和储能顶峰等工作，预计将安排3000万元的补贴资金池用于各项负荷管理措施补贴。
四川运用市场机制和价格杠杆，发动全省范围各类市场主体，形成了四川电网最大用电负荷5%左右的需求侧市场化响应能力。《四川省电力需求侧市场化响应实施方案》于今年上半年开始实施，《方案》明确了响应分类为季前备用、日前优先响应、日前补充响应、日内响应，充分挖掘全省需求侧资源潜能，满足系统高峰时段调峰需求。
以日内响应为例，当由于发电机组出现故障等导致电力缺口时，国网四川省电力公司提前3小时确认新增响应需求，交易中心根据响应需求容量的1.1倍，在季前形成的日前备用响应序位表中，以用户剩余日内响应能力，按日前备用响应序位开展市场出清，日内响应的价格为最近一日所有日前优先响应出清最高价的1.5倍。
广州在迎峰度夏期间执行尖峰电价的举措起到引导企业主动削峰避峰，从而达到平抑负荷高峰的目的。
广州6月21日最高气温达到35摄氏度，触发了广东省执行尖峰电价的条件，广东省迎来2024年首个尖峰电价执行日。
根据广东省发展改革委在2021年发出的《关于进一步完善我省峰谷分时电价政策有关问题的通知》规定，尖峰电价执行时间为7月、8月和9月三个整月，以及其他月份中日最高气温达到35摄氏度及以上的高温天，日最高气温以中央电视台一套每晚天气预报中发布的广州次日最高温度为准，次日予以实施。尖峰电价每天的执行时段为11~12时、15~17时共三个小时。尖峰电价在上述峰谷分时电价的峰段电价基础上上浮25%。
由此，尖峰时段用电成本将增加。为了应对这一变化，企业可以灵活调整其生产用电计划，科学调整用电时段，主动削峰避峰，也可以通过配置储能等设施来综合降低用电成本。
这些措施旨在通过市场化手段，引导用户合理调整用电行为，提高电力供应的可靠性和经济性。
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