近期，我省迎来连续晴热高温天气。家家户户开起空调，叠加工商业企业用电，7月以来，浙江用电负荷连日超过1亿千瓦，迎峰度夏电力保供进入关键时刻。

　　7月4日，全国最大电力负荷达14.65亿千瓦，创历史新高；同期，浙江最高用电负荷达1.217亿千瓦。浙江常态化实施委（局）办司联合办公机制，制定迎峰度夏保供方案及需求侧专项方案，今夏首个用电高峰，全省电力系统如何“应战”？

　　备战极端高温

　　先来看用电形势。去年夏季，浙江经历了50多天35℃以上的高温天，全社会最高用电负荷达1.23亿千瓦，规模接近德国与英国之和。其中，以工农业生产为主的基础负荷约占7000万至8000万千瓦，用于降温的调温负荷最高超过4600万千瓦。

　　“基础负荷受经济发展等因素影响，相对稳定。调温负荷受天气因素影响，波动极大，连续数日气温在38℃以上，就可能将负荷推向高峰。”浙江电力调度控制中心调度计划处副处长沈绍斐说。

　　根据气象部门预测，今夏浙江平均气温较常年偏高1℃左右，高温过程偏多偏强，并出现阶段性40℃以上极端高温热浪。相对应的，国网浙江电力预测今夏浙江调温负荷最高或达4900万千瓦，并有可能随极端高温进一步突破极值。

　　总体来看，今夏浙江最高用电负荷可能达1.33亿千瓦，比去年同期增长7.8%。如遇连续性极端高温天气，最高负荷可能超过1.36亿千瓦。上亿负荷量级之下，看似仅增加300万千瓦，保供难度却倍增。

　　难在哪些时段？随着新能源大规模发展，浙江光伏占电源总装机近三分之一，光伏发电靠太阳，在傍晚时段出力大幅下滑，而此时工商业和居民仍在集中用电，由此形成了电力的“晚高峰”。比起十年前与工作时间高度吻合的上午、下午两个高峰，如今晚高峰成为电力保供的最大挑战。

　　增购外来电力

　　外来电是浙江电力保供的重要力量，常年占到浙江全社会电力电量的三分之一。夏季高峰期，外来电更加关键。

　　早在今年年初，浙江通过和其他省份签订中长期协议，确定最大外购电力4000万千瓦，较去年增加100万千瓦；全年外来电量2050亿度，较去年增加50亿度，交易电力和电量都创下历年新高。

　　在国家电网经营区内，浙江通过与能源大省及途经地区充分沟通，共计增加中长期临时送浙电量18.79亿度。

　　在跨区交易方面，去年，浙江首次通过粤闽联网工程，向南方电网临时购买电力。今年，双方在前一年合作基础上签订中长期协议，在7月至9月15日期间将云南、贵州的富余电力稳定持续送浙，总电量预计达8.62亿度。

　　值得一提的是，送电功率和时段非常关键。在南网购电协议中就约定，针对午高峰，7月至8月南网增加供应60万千瓦；针对晚高峰，7月至8月南网增加供应20至40万千瓦，能够有效补充高峰时段浙江电力供应需求。

　　除了提前签订的中长期协议，现货市场上还会有计划外临时多发或富余的电力资源，可以在当天或前一天购买，价格也随行就市。今年以来，浙江在省间现货市场“抢购”低价电力电量，截至目前已购入现货电量60亿度，市场占比超过40%。

　　截至目前，今夏晚高峰中长期最高电力已达到4190万千瓦；而通过现货市场，还可以增加数百万千瓦电力供应。

　　挖掘内部潜能

　　建电源、调需求，省内还有增发和腾挪电力的空间。

　　在增加供应方面，6月，嘉兴电厂四期9号机组、苍南电厂3号机组、北仑电厂8号机组等3台百万千瓦燃煤机组陆续投产；上半年，全省累计新建成投运新能源超过1200万千瓦，接近去年全年新增体量，在天气晴好时，有望增加午后高峰时段供电能力500万千瓦，进一步提升自主供电能力。

　　在促进调节方面，去年以来，浙江投运宁波宁海、丽水缙云等抽水蓄能电站，新增抽蓄装机260万千瓦，今夏以来，最大出力接近698万千瓦，一同支持浙江及华东地区电力保供。

　　新型储能也是灵活的调节资源，截至6月底，省内电网侧储能装机达到236万千瓦，最大出力超过200万千瓦；用户侧储能达232万千瓦，分别帮助电网和工商业企业自主存放电力，并在高峰时段缓解全省供电压力。

　　多发电的同时，可以少用电——不是不用，而是换个时段错峰用。

　　前期，浙江多部门建立了1300余个“政府+供电”微网格，通过市场化补贴的方式，企业可以根据电网需求，选择将全年检修时段调整到夏季，或把生产时间从白天调到晚间、从工作日调到周末。在不影响生产进度的前提下，既用上谷电、获得补贴，又支持电力保供。

　　相对应的，居民节电，也着重在高峰时段“柔性”省电。比如，在晚高峰把空调温度设置到26℃，每调高1℃，就能省4%至15%的电能。如果全省空调同步调高1℃，总体负荷就能下降约200万千瓦，调节幅度非常可观。