今年夏天有多热？国家电网预警：13亿千瓦用电负荷创历史新高，同比增长6%，虚拟电厂与AI负荷预测系统如何守住今夏保供防线？- 大数跨境

今年夏天有多热？国家电网预警：13亿千瓦用电负荷创历史新高，同比增长6%，虚拟电厂与AI负荷预测系统如何守住今夏保供防线？

新数字能源

2026-06-05

导读：6月4日，国家电网有限公司发布消息，据测算，今年夏季国家电网经营区最大用电负荷将超过13亿千瓦，创历史同期新高，比去年同期增长约6% 。13亿千瓦的负荷数字意味着什么？这相当于大约173个三峡电站（装

6月4日，国家电网有限公司发布消息，据测算，今年夏季国家电网经营区最大用电负荷将超过13亿千瓦，创历史同期新高，比去年同期增长约6% 。

13亿千瓦的负荷数字意味着什么？这相当于大约173个三峡电站（装机容量2250万千瓦）的满负荷发电能力，足够同时点亮约130亿盏40瓦的灯泡。在此之前，国家发展改革委已介绍，从全国范围看，今年夏天最高用电负荷将达到约16亿千瓦，较去年增加约9000万千瓦。

用电负荷屡创新高的背后，是中国经济持续复苏带来的用电需求增长，也是夏季高温天气下空调等制冷设备集中运行带来的季节性用电高峰。国家电网表示，经综合研判，今夏全国能源电力供应能力总体能够满足高峰需求。但这一“总体满足”的背后，需要电网企业在技术、管理和市场化手段上的多方协同，以及数字能源技术的深度介入。

负荷创新高背后的供需压力

夏季用电负荷高峰并不是一个新现象，但每一次历史新高的出现，都意味着更严峻的保供考验。

国家电网有限公司是中国最大的电网企业，经营区域覆盖全国26个省（自治区、直辖市），覆盖国土面积的88%以上，供电服务人口超过11亿人。其经营区的用电负荷走势，基本反映了全国能源电力供需的总体态势。

国家发展改革委此前介绍称，从全国看，今年夏天最高用电负荷将达到16亿千瓦左右，较去年增加约9000万千瓦。这一增幅超过了法国一个国家夏季的最高用电负荷水平（法国约为7500万千瓦）。而国家电网经营区13亿千瓦的峰值预测，同比增幅达到约6%，高于全国平均水平，反映出公司经营区内工业用电需求恢复和居民用电增长的叠加效应。

与传统的用电高峰不同，当前中国电力系统面临的另一大挑战是新能源装机的快速增长。截至2025年底，中国风电和光伏总装机容量已超过14亿千瓦。随着新能源并网规模的不断攀升，电力系统运行的波动性和不确定性显著增加。光伏在午间大发、夜间归零的日波动，以及风电受天气条件制约的日间波动，使得传统的“源随荷动”运行模式难以满足新型电力系统的平衡需求。

负荷端的波动性与电源端的波动性在极端天气条件下叠加，对电网的安全稳定运行构成了前所未有的挑战。

项重点工程：硬核基建保供电

面对今夏的保供挑战，国家电网正全力推进168项迎峰度夏重点工程加快建设。

这些重点工程覆盖电网主网架升级、跨区输电通道建设、城乡配电网改造等多个领域。其中，跨区输电通道的建设尤为关键。中国能源资源与用电负荷呈逆向分布——西部和北部是能源富集区，东部和南部是用电负荷中心。跨区域输电通道的高效运行，是实现全国范围内电力余缺互济、保障供电安全的基础。

2026年迎峰度夏季前，已有多项跨区输电通道和重点变电站完成升级改造。输电能力的提升意味着一旦某一区域出现电力供应缺口，可以通过省间互济、区域互联的方式及时调配电能，减少局部缺电的风险。

国家电网表示，公司正持续完善电力市场化交易，促进清洁能源高效利用。通过电力中长期市场、现货市场和辅助服务市场的协同运行，可以在更大范围内优化配置电力资源，提高电力系统的整体运行效率。

数字能源技术：从“硬支撑”到“软实力”

在传统电网基建硬投入之外，数字能源技术的应用正在成为迎峰度夏保供战的新利器。

虚拟电厂：分布式资源的聚合效应

虚拟电厂通过先进的数字化技术、控制技术、物联网技术与信息通信技术，聚合管理与优化控制分布式电源、储能与可调负荷等分布式资源，并参与电网运行及电力市场的运营实体。简而言之，虚拟电厂是一个“看不见的电厂”——它本身没有发电机组，但可以像实体电厂一样响应电网调度指令，提供削峰填谷、调频调压等辅助服务。

国家电网正持续扩大虚拟电厂的覆盖范围。例如，国网安庆供电公司以安庆（城市级）虚拟电厂为核心，截至目前已聚合工业负荷、储能、光伏等可调资源规模达25万千瓦，多次参与全省电网调峰、填谷需求响应。2026年“五一”期间，安庆（城市级）虚拟电厂连续三天开展填谷响应，单次最大填谷能力达4.37万千瓦，累计消纳新能源电量34.25万千瓦时。

这一案例表明，虚拟电厂不仅是迎峰度夏时提供尖峰负荷响应的“调节器”，也可以在负荷低谷时消纳过剩的新能源电力，实现电力系统源、网、荷、储的协同优化。

国家能源局年初公布的首批新型电力系统建设能力提升试点中，13个虚拟电厂项目入选，数量居所有试点方向首位。2026年，虚拟电厂正加快从政策试点阶段向市场化、常态化运营方向迈进。

AI负荷预测系统：从被动响应到主动预判

精准的负荷预测是电网调度决策的基础。传统负荷预测模型主要依赖历史数据，对突发天气变化、节假日活动、重大事件等因素的影响难以精确建模。AI负荷预测系统通过融合气象数据、经济运行数据、历史负荷数据等多维度信息，大幅提升负荷预测的精度和时效性。

据介绍，国家电网正部署AI负荷预测系统，旨在实现更精准的短期和超短期负荷预测。这些预测结果将直接输入调度系统，指导机组启停、跨区输电安排和需求响应指令的下发。

从“事后响应”到“事前预判”，AI正在重塑电网运行的决策模式。

台区储能试点：配网侧保供的“最后一百米”

台区（配电变压器供电区域）储能是指在配电变压器低压侧部署的储能装置，主要服务于配电网层的电压稳定和局部削峰填谷。2026年以来，国网系统正积极推进台区储能试点。

国网安庆供电公司在2026年“五一”期间，首次规模化聚合台区侧储能参与节假日填谷响应，共聚合台区侧储能1868千瓦/3795千瓦时，响应期间累计充电消纳绿电10433千瓦时。若将虚拟电厂比作能源调度“总指挥”，台区侧储能便是遍布配电网各节点的“多面手”：午间光伏大发时主动充电，吸纳过剩绿电；用电高峰时段灵活放电，缓解电网供电压力。

随着台区储能技术的成熟和成本下降，这一方案有望在全国范围内加速推广，为迎峰度夏时期的配电网保供提供更具韧性的支撑。

市场化机制的保供价值

除了技术和基础设施层面的投入，电力市场化改革也为迎峰度夏保供提供了新的制度工具。

2026年以来，电力现货市场在全国多省加快落地。通过现货市场的价格信号，电源侧可以优化发电计划，负荷侧也可以根据电价变化灵活调整用电行为，实现供需双侧的市场化平衡。

辅助服务市场同样为保供提供了市场化手段。虚拟电厂通过参与电力辅助调节，可以将辅助服务费用从火电侧转移到用户侧，激励各类可调节负荷资源参与系统平衡。

国家能源局综合司在2026年4月公开征求意见的《关于加强新型电力系统稳定工作的指导意见（征求意见稿）》中提出，将微电网、分布式智能电网、虚拟电厂、电动汽车充电设施、用户侧源网荷储一体化聚合等纳入需求侧响应范围，推动可中断负荷、可控负荷参与稳定控制，完善负荷控制手段。

可以预见，在未来的迎峰度夏保供实践中，市场化机制将与技术手段形成更加紧密的协同，以经济激励的方式调动全社会资源参与电力系统平衡。

应对路径：从“战备”到“常态化”

用电负荷屡创新高、极端天气事件频发，正在将迎峰度夏保供从“阶段性战役”转变为“常态化挑战”。

一方面，电网企业需要持续加大电网基础设施投入。跨区输电通道、智能配电网、储能装置等硬件建设是保障供电安全的物理基础。国家电网正在推进的168项重点工程，正是这一方向的体现。

另一方面，数字能源技术的规模化应用将成为提升电网韧性的关键手段。中智咨询报告预测，2026年智能电网市场规模将达到1320亿元，能源数字化多赛道迎来爆发。从虚拟电厂到AI负荷预测，从台区储能到算电协同，数字技术的赋能效应正在加速显现。

最重要的是，电力系统的运行模式需要从“源随荷动”向“源网荷储互动”加速演进。这意味着需要构建一个更加开放、高效、智能的电力生态系统，让发电侧、电网侧、负荷侧和储能侧的市场主体都能够参与到系统平衡中来，形成全社会共同保供的合力。

国家电网表示，经综合研判，今夏全国能源电力供应能力总体能够满足高峰需求。在13亿千瓦的用电负荷峰值面前，这一判断信心的背后，是中国电力系统日益完备的技术体系和制度保障。而虚拟电厂、AI预测、台区储能等数字能源技术的加速落地，正在将这一信心转化为可触达的现实。

【声明】内容源于网络

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