煤场的堆取料机有条不紊地压实煤堆，检修工人精细打磨设备细节，电力员工在千伏线路工程上走线验收……近期，全国多地气温升高，南方五省区用电负荷屡创历史新高。

　　国家能源局数据显示，2026年1—4月，全国累计完成电力市场交易电量24307亿千瓦时，同比增长25.6%。从交易范围看，省内交易电量19456亿千瓦时，同比增长29.4%；跨省跨区交易电量4851亿千瓦时，同比增长12.2%。

　　“预计今年迎峰度夏的电力供需形势将呈现总量充裕、局部偏紧的特点。同时，极端天气下供需平衡的不确定性上升。”厦门大学管理学院副教授吴微在接受记者采访时表示，这些特点也让今年迎峰度夏的工作重心发生了变化，不再是单纯的“保电量”，而是更强调“保高峰、保尖峰、保瞬时平衡”。与此同时，高温天气、空调负荷与产业用电三重叠加，导致传统夏峰时段前置，保供节奏整体前移。保供方式也从过去单一依靠电源侧扩张，转向“源网荷储”协同发力。

　　面对用电形态的新变化，各地提前谋划，多措并举夯实保供根基。

　　安徽某电厂将燃料保障作为重中之重，通过早谋划、早储备、早管控，构建起从煤源接卸、智能仓储到精准掺烧的全链条保供体系。库存维持高位，煤质管理严格，部门协同高效顺畅，一系列举措为夏季电力供应夯实了燃料保障基础。

　　吴微介绍，当前，煤电正从“主力电源”向基础保障性和系统调节性电源并重转型。煤电仍然是我国电力安全保供的压舱石和兜底电源。特别是在夏季晚高峰、连续阴雨少风、来水偏枯或者新能源出力波动较大的情况下，煤电的可控性、连续性和规模化出力优势仍然不可替代。当前全国电煤库存总体充裕，煤电机组经过多年灵活性改造，调峰能力也在提高，煤电的兜底基础能力仍然稳固。

　　据了解，目前全国统调电厂存煤超过2亿吨，平均可用天数超过30天，处于较高水平。预计今年迎峰度夏期间能源供需总体平衡，经济社会发展和民生用能用电总体有保障。

　　依托统一电力市场体系，灵活高效的省间互济机制能够响应局部地区的供需紧张状况。

　　今夏海南用电需求持续走高，年内电网负荷五次刷新历史记录，系统负荷首次突破900万千瓦。当地电网进入保供备战模式，监测能源供需态势，动态优化电网调度方案，稳步提升外电入琼能力。

　　四川某电力公司积极向山西、新疆等外省拓展电煤渠道，扩充煤炭资源，并联合铁路部门优化运输调度机制。截至目前，电煤库存超一百万吨，为发电机组在用电高峰时段稳定出力提供了保障。

　　但在实际运行中，区域能源互济仍然存在一些挑战，如因市场机制差异导致的本地供应优先现状、应急调度与市场化衔接不够顺畅、需求响应的激励机制不成熟等问题。

　　要破解这些难题，真正兜住民生用电底线，吴微认为，要做好三个统筹。第一，统筹省内保供和省间互济。不能只看单省平衡，要在区域和全国层面滚动测算高峰缺口，提前锁定互济电力和输电通道。第二，统筹常规电源和调节资源。把煤电、水电、抽蓄、新型储能、虚拟电厂、可中断负荷都纳入统一调度范围。第三，统筹应急储备和市场机制。应急资源不能只靠临时行政命令，需要建立系统性的容量补偿、辅助服务和需求响应收益机制。