今年盛夏期间，全国用电负荷预计仍将快速增长，最高负荷预计同比增长超过 1 亿千瓦，电力供应面临一定压力。
国家能源局综合司副司长兼新闻发言人张星在发布会上表示，部分地区高峰时段可能出现电力供应紧张，主要集中在内蒙古、华东、华中、西南和南方地区部分省份。
近期，我国多地迎来高温天气，用电负荷持续走高，夏季电力保供关键时期即将到来。各地多部门围绕能源生产、供应和使用环节，近期已陆续对今夏电力安全稳定供应进行部署。
近年来，我国用电峰值负荷不断刷新纪录，呈现出“平时充裕、尖峰紧张”的供需特点。2021-2023 年，全国最高用电负荷分别达到 11.9 亿千瓦、12.9 亿千瓦和 13.4 亿千瓦，年增长率分别约为 10.8%、8.4% 和 4%。今夏的形势预计更加严峻。
早在 1 月底，中国电力企业联合会（简称“中电联”）在《2023-2024 年度全国电力供需形势分析预测报告》中预警，今年全国统调最高用电负荷将比去年增加约 1 亿千瓦，达到 14.5 亿千瓦。预计同比增长率约为 7.5%，接近 2022 年的 8.4%。当时，部分地区已经出现限电情况。
中电联在年度报告中指出，“预计 2024 年盛夏期间全国电力供需形势总体紧平衡”。在充分考虑跨省跨区电力互济的情况下，华北、华东、华中、西南和南方等区域部分省级电网电力供应偏紧，需要在部分时段实施需求侧响应等措施。其在 4 月底发布的《2024 年一季度全国电力供需形势分析预测报告》仍维持这一判断。
中电联预计，今年盛夏期间，电力供需以及气候等不确定性因素将给电力保供带来挑战。其中，夏季气温是影响用电需求增长的主要因素。国家气候中心近日发布公报，预计 6 月份全国大部地区气温较常年同期偏高，其中内蒙古东北部、西藏西北部、新疆西南部等地偏高 2-3 度；京津冀、山西、山东、河南北部、广东南部、海南、四川南部、云南、贵州西部等地偏高 1-2 度。
宏观经济、外贸出口等形势也会影响电力消耗。在中电联已公布的一季度用电数据省份中，广东、浙江、江苏、福建等出口大省用电量增速较高，增幅均在 11% 左右，超过同期全国全社会用电量 9.8% 的增幅。
在供应端，虽然新增发电装机快速增长，但风、光、水资源受天气因素制约较大，电力供应不甚稳定。国金证券分析师徐隽逸表示，在计算电力有效容量供应时，火电或核电的有效容量系数假设值为 100%，而水电、风电、光伏受天气影响较大，其有效容量系数分别为 50%、10% 和 0%。
中电联补充道，常规电源增加规模小于用电负荷增加规模，也增加了电力供应的潜在风险。据国家能源局最新数据，1-4 月，全国累计发电装机容量约 30.1 亿千瓦，同比增长 14.1%。其中，火电发电装机容量约 13.98 亿千瓦，占总发电装机容量 46%，同比增长 4%；而同期全社会用电量同比增长 9%，达到 3.08 万亿千瓦时。
近日，我国多地加快电力保供步伐，强化迎峰度夏措施。
5月27日，国家电网召开了2024年迎峰度夏电力保供暨防汛工作电视电话会议，董事长张智刚强调提升电网供电能力，如期完工重点保供工程。
近期，多项输变电项目竣工投运：5月16日，重庆潼南高何220千伏输变电工程投运，可为潼南地区提供30万千瓦电力；南京大定坊220千伏变电站异地新建工程也在同日投入使用；5月20日，绵阳天明至迎宾π入诗城变电站220千伏线路提前一个月建成，提升了西成高铁220千伏迎宾牵引站的供电可靠性；5月25日，周口南500千伏输变电工程投运，标志着河南电网今年迎峰度夏保供电系列工程全部完工。
煤电作为迎峰度夏的重要能源来源，中电联强调保障一次燃料供应，释放煤炭先进产能，保持进口煤政策稳定，引导电煤价格保持合理区间。
据国家统计局数据，今年1-4月，规模以上企业原煤产量为14.8亿吨，同比下降3.5%。而同期国内进口煤炭合计1.6亿吨，同比上升13.1%，弥补了国内供应不足。业内人士预计，随着迎峰度夏用电需求增加和煤矿产能释放受限，煤价可能上涨。
为保供电，各地也积极调整需求侧。各地陆续出台方案，加强迎峰度夏用电负荷管理。辽宁省提出分时段有序用电措施，包括错峰、避峰和限电，优先限制高耗能高排放企业的用电。江苏、新疆、江西等地则通过实施分时电价政策，引导用电需求转移。
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