栏目：金牌纪要库 | 编辑：资深中文新闻编辑
随着盛夏时节深入，全国多地持续遭遇高温“炙烤”，叠加经济复苏进程中工业、服务业等高耗电场景的集中释放，国家电网数据显示，近期全国用电负荷屡创历史新高。截至7月中旬，华北、华东、华中、西南等区域电网最大负荷较去年同期增长8%至12%，部分地区甚至出现短时电力缺口预警。在此背景下，煤炭市场与火电、水电企业正面临一场“大考”，供需两旺格局下，煤价温和上行，火电、水电机组持续满发，有效承接了负荷增量，保障了电网安全稳定运行。
高温叠加经济回暖，负荷“尖峰”频现
据中央气象台消息，7月以来，全国共有15个省（区、市）出现35℃以上高温天气，杭州、上海、南京、武汉等城市连续多日突破40℃。受此影响，居民空调制冷负荷骤增，全国日用电量峰值较去年同期提升超10%。与此同时，制造业PMI连续数月处于扩张区间，钢铁、化工、有色金属等高耗能行业产能利用率维持高位，叠加新能源汽车充电、数据中心等新兴场景的持续扩容，用电侧呈现“居民+工业”双轮驱动特征。
国家能源局相关人士在近期座谈会上指出，“今年迎峰度夏形势严峻复杂，高温持续时间长、范围广，且负荷增长具有明显的结构性特点——不仅总量大，午后与晚间高峰时段负荷曲线极为陡峭。” 以江苏为例，7月10日全网最高负荷突破1.4亿千瓦，其中空调负荷占比超过40%。
煤价稳中偏强，火电“压舱石”作用凸显
面对负荷快速攀升，作为国内主力电源的火电机组成为保供的“压舱石”。数据显示，7月上旬全国重点电厂日均耗煤量同比增加约9%，库存可用天数由前期的22天下降至18天，补库需求旺盛。动力煤价格在供需偏紧的支撑下呈现温和上涨态势，北方港口5500大卡动力煤价格由月初的850元/吨涨至当前约900元/吨，涨幅约6%。
“煤价上涨并非需求爆发所致，而是成本推动与结构性供应偏紧共同作用的结果。” 中国煤炭工业协会分析认为，一方面，产地安监政策收紧，部分煤矿产量受限；另一方面，进口煤受印尼、澳大利亚等国天气与物流影响，到港量略低于预期。但整体来看，长协煤保供机制运行顺畅，市场煤价涨幅可控，并未出现恐慌性买盘。
火电企业普遍加大了采购与储煤力度。华能国际、大唐发电等主要电力集团表示，目前电煤库存处于合理区间，机组出力能力已提升至最大，日发电量屡创新高。华东某大型火电厂相关负责人告诉记者：“机组现在基本是满负荷运行，煤耗电耗都在高位，但设备维护和环保装置都在按计划运转，全力保障居民和重点用户用电。”
水电出力超预期，清洁能源“迎峰”贡献增量
与火电同步，水电作为清洁能源的“主力军”在今年迎峰度夏中表现亮眼。得益于长江流域、西南地区降雨量较往年同期偏多，主要水库来水充沛。三峡、溪洛渡、向家坝等大型水电站发电量同比增加15%以上，极大地缓解了区域电网压力。
国家电网数据显示，7月以来，全国水电日均发电量较去年同期增长约18%，有效填补了高峰时段火电调峰后的空缺。特别是在午间光伏出力高峰过后、晚间负荷爬坡期，水电通过快速调节出力，成为电网“削峰填谷”的重要工具。
“今年水电的增量相当于多建了两座大型火电厂。”某电网调度中心专家表示。在四川、云南等水电基地，外送通道利用率接近饱和，通过跨区直流工程，西南清洁电力源源不断输送至华东、华中地区，减少了这些区域的电煤消耗。
展望：未来一周高温持续，保供仍面临挑战
据气象部门预报，未来一周江南、江淮、四川盆地东部等地仍将维持高温天气，局部可达40℃-42℃。预计全国最高用电负荷将再创新高，部分省份电力平衡将处于“紧平衡”状态。为此，国家发改委、国家能源局已联合部署，要求各地加强机组运维、优化调度策略，同时抓好煤炭增产增供和电煤运输保障。
业内人士指出，从当前煤价与电力供需格局看，短期内煤价将维持高位震荡，火电企业发一度亏一度的局面依然存在，但政策端已通过上调部分省份燃煤上网电价、加大长协覆盖等方式给予支撑。而水电的强增量表现，则可能持续至8月中旬，届时若来水正常，将对迎峰度夏收官形成有力支撑。
总的来看，高温与高耗电场景正在重塑我国电力消费与能源供应格局。火电与水电的协同发力，叠加煤价合理回归，使得本轮负荷高峰并未引发大面积有序用电，体现了我国能源保供体系的韧性。后续仍需密切关注天气变化和供需动态，确保电力安全稳定供应。