今年夏天，华中电网区域高温天气来得有点早，与2022年相比，提前20余天。据国家气候中心预测，今年夏季，全国大部分地区气温接近常年同期偏高1～2摄氏度。如果说5月底、6月初华中区域四省轮流坐庄的高温天气尚属“牛刀小试”，接下来火力全开的酷夏会给华中电网带来一场艰苦的保供攻坚战。

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提前“报到”的高温天，预示着华中电网迎峰度夏保供工作已然拉开序幕。

未雨绸缪方能立于不败之地

事实上，华中电网2023年的迎峰度夏安全保供工作部署已先于“急性子”的高温天气提前就位。

5月11日，国网华中分部组织湖北、湖南、河南、江西4个省公司召开2023年华中电网迎峰度夏工作座谈会暨安全保供领导小组会。会议分析了华中全网当前形势，并对2023年迎峰度夏电力保供工作进行了安排部署。4个省公司分别介绍了今年以来电网安全保供工作情况，分析了本省电网2023年迎峰度夏形势，制订了下一步工作措施，并提出相关建议。

5月24日，国网华中分部组织召开2023年直调电厂迎峰度夏工作会。17家发电企业、32家直调机构参会。在这次会议上，国网华中分部要求，要继续秉承“全网一盘棋、源网一条心”的理念，强化调度管理，发挥各类电源保供作用。

6月6日，华中电网举行2023年迎峰度夏联合反事故演习，国网华中分部、华中4个省公司和部分发电企业参加演习。本次演习针对华中电网存在的主要安全运行风险设置了3组故障。演习为打赢今年度夏电力保供攻坚战奠定了坚实基础。

华中地区电力保供仍面临较大压力

今年，华中电网迎峰度夏保供任务依然繁重。据预测，度夏期间华中区域平均气温较常年同期总体偏高，电网可能出现持续大负荷运行。区内发电能力有所提高，但仍远低于最大负荷，电源增长以新能源为主。受“极热无风、晚峰无光”影响，新能源顶峰能力不足，重点流域降水明显偏少，水电蓄能值较多年同期偏低。考虑到区外来电的不确定性，电力保供面临较大压力。

从供应侧看，区内有效发电能力相对不足，区外来电不及预期。一方面，与2022年夏季相比，本地电源新增装机3430万千瓦，其中新能源占78%，有效发电能力提升有限；部分地区火电利用小时数偏低，少数新投电厂存在缺煤停机风险。另一方面，虽然电网受电能力大幅提升，但中长期交易量不及预期，区外来电较2022年减少。

从电网侧看，电网运行安全风险不断增加。华中电网仍处于特高压交流环网建设过渡期，大电网的系统性风险、结构性矛盾、阶段性困难等诸多挑战依然存在，电网安全运行的复杂性、艰巨性持续增大；新能源快速增长，消纳困难的情况逐步向全网蔓延；今年以来，受自然灾害和设备缺陷影响，华中主网交直流设备故障跳闸同比增加30%以上。

从需求侧看，用电需求持续增长，空调负荷居高不下。今年以来，国内经济稳步回升，华中四省2023年GDP预期目标均超6%，用电需求持续增长，预计度夏期间华中电网最大负荷2亿千瓦，同比增长3%。其中空调负荷最大达到9000万千瓦，占比45%，已成为电网峰谷差拉大、尖峰负荷凸显的重要原因之一，给电网平稳运行和民生用电保障带来了巨大压力。

坚持政企联动、网省团结、专业协同

面对今年迎峰度夏电力保供的新形势新挑战，国网华中分部认真落实国家电网有限公司及湖北、湖南、河南、江西四省省委省政府各项部署，坚持“安全一张网”“保供一盘棋”，更好发挥“152”安全保供机制作用，做到“底数清、预测准、措施实”，全力以赴做好迎峰度夏安全保供工作，满足经济恢复增长带来的用电需求。

国网华中分部充分发挥电网枢纽和分部平台作用，坚持政企联动、网省团结、专业协同，落实供电保障重点措施。充分发挥中长期交易“压舱石”作用，利用祁韶、青豫、雅湖、陕武直流特高压剩余通道能力，增大高峰时段受电规模；完善与西北、西南等区域电网的保供联动机制，力争区外电力资源；强化调度管理，发挥各类电源保供作用，确保煤（气）可靠供应，推进火电机组灵活性改造；优化水库调度，统筹做好防汛与保供工作；按照“需求响应优先、有序用电保底、节约用电助力”原则，精准管控负荷，确保民生用电底线。

为提升电网供电能力，国网华中分部进一步推动重点项目按期投产：保障湖南500千伏衡阳西变电站新建工程等华中区域47项迎峰度夏电力保供重点工程顺利投产；加快推进金上—湖北±800千伏特高压直流工程、驻马店—武汉1000千伏特高压交流工程、武汉—南昌1000千伏特高压交流工程建设；做好陕西—河南±800千伏特高压直流工程系统方案研究，推动宁夏—湖南±800千伏特高压直流、黄石特高压站配套送出工程取得核准，推动入赣第二回特高压直流尽快纳入国家规划；主动服务新增支撑性煤电机组并网，确保宜城电厂、平江电厂、天池抽蓄等机组按期投产。

新能源未来将逐步成为华中电网装机主体和电量主体。国网华中分部按照“全局统筹、量率一体”原则，主动服务新能源大规模发展和高效利用。以今年集中投产的百万光伏基地为重点，国网华中分部协同各省公司开展工程前期和接网方案研究，为新能源基地投产做好服务；灵活采取调峰辅助服务、省间现货等交易方式，腾挪电网运行空间，促进清洁能源消纳；健全区域抽水蓄能规划发展协作机制，深度参与项目前期审查，引导区域抽水蓄能科学有序发展。

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