今夏受大范围持续极端高温、工业复苏叠加算力、充换电等新业态快速增长影响，国内共有15个省级电网用电负荷累计32次刷新历史纪录，全国全网最高用电负荷冲高至15.53亿千瓦，较去年极值增长4500万千瓦，电力系统迎来高强度尖峰考验 。极端高温常态化背景下，用电尖峰呈现“来得早、涨得快、持续久”新特征，局部短时供需偏紧凸显，大电网安全运行压力持续上升。

分省份来看，东部制造业大省负荷体量领跑全国：广东最高负荷达1.7367亿千瓦，为全国首个突破1.7亿千瓦的省级电网，空调降温负荷占比超四成；江苏电网峰值1.609亿千瓦，首次站上1.6亿千瓦台阶，苏州一地市级负荷达到3583.5万千瓦，位居全国地级市首位；山东最高负荷1.31亿千瓦，较去年峰值抬升80万千瓦 ；浙江逼近1.42亿千瓦，制造业与制冷需求双向拉动负荷走高。华北区域同样突破历史，天津电网负荷2094.9万千瓦，首次突破2000万千瓦大关，同比增长8.15%；北京最高负荷2939.9万千瓦，空调负荷占比45% 。华中、东北、西南多省同步刷新纪录，辽宁电网最高4775万千瓦，今年5次改写历史峰值；湖北、四川、安徽、湖南、江西、福建、广西、陕西等省份接连创出新高，形成跨区域同步高负荷局面。

本轮负荷暴涨由多重因素共同驱动。一方面极端高温推高制冷需求，全国空调降温负荷占全社会用电接近三成，南方高温省份占比超过40%，傍晚居民集中开启空调形成陡峭晚高峰，瞬间拉升系统压力。另一方面，高端制造、数据中心、新能源汽车充换电新业态用电高速增长，算力产业用电增速超过40%，持续抬升用电基数，让负荷增长不再单纯受天气驱动，刚性需求进一步扩大。值得注意，尖峰负荷大多集中在一年当中几十个小时，如果单纯按照极限峰值大规模新建电厂与电网设施，会造成大部分时段设备闲置，经济代价较高。

当前我国整体电力供需大局可控，电源装机规模持续提升，跨区跨省输电通道发挥余缺调剂作用，火电灵活性改造、核电、大水电共同充当保供压舱石。但风险集中在局部、短时、极端尖峰三个维度，隐患不容忽视。高温静风天气下，正是用电最紧张时刻，光伏受高温影响出力下降，风电出力低迷，若恰逢江河来水偏枯，水电出力收缩，新能源难以顶峰补缺口，系统调节压力陡增。同时部分老旧城区、县域配网设备按照过往气候标准建设，极端高温下变压器、线路过载跳闸风险上升，配网末端短板暴露。高温往往连片同步发生，多省同时出现负荷峰值，跨区域互济的缓冲空间被压缩，进一步放大调度难度。

面对尖峰困境，保供思路正在从单纯“堆电源”，转向源‑网‑荷‑储协同联动的综合调节模式。电源侧，优化火电顶峰调度，保障燃料供应，发挥稳定支撑作用；电网侧，加快迎峰度夏重点工程投运，开展设备高温隐患巡检，打通输电瓶颈。需求侧成为越来越重要的“虚拟资源”，虚拟电厂聚合工业可调负荷、储能、空调、充电桩资源参与削峰，通过市场化价格引导错峰避峰，把海量分散用电资源转化为系统调节能力，有效对冲短时缺口。储能建设持续提速，共享储能、分布式储能在高峰放电，充当电力“缓冲器”。

长远来看，极端天气将成为电力系统必须长期面对的常态。短期要守住民生用电底线，完善极端天气预警和电力联合会商机制，做好一省一策应急预案。中长期需要持续完善系统调节能力，一方面加快核电、支撑性新能源项目落地，壮大稳定零碳电源；另一方面健全需求响应市场机制，扩大虚拟电厂应用规模，完善储能商业模式，补齐配网老旧短板。

总体而言，我国大电网具备抵御本轮负荷冲击的基础实力，但极端尖峰不是靠单一环节就可以化解。只有供给扩容、电网补强、灵活调节、需求侧挖潜多管齐下，才能建设韧性更强的新型电力系统，从容应对未来越来越频繁的用电极限考验。