截至2026年8月6日，全国最大用电负荷已连续11天超越2025年同期极值，峰值触及15.53亿千瓦，较历史最高纪录新增约4500万千瓦。在这一严峻背景下，各地并未单纯依赖传统扩产，而是通过引入储能、虚拟电厂及优化跨省输电等新技术手段，构建起更具韧性的电力供应体系，确保民生用电底线稳固。
以重庆为例，作为传统的“火炉”城市，其在2026年遭遇连续25天35摄氏度以上高温，电网最高负荷攀升至3140万千瓦，较2025年峰值增加112万千瓦。面对负荷激增，国网重庆电力调度控制中心副总工程师帅红指出，供应形势显著改善得益于电源结构的多元化。一方面，“疆电入渝”送电量从400万千瓦提升至600万千瓦，其中一半为风光绿电；另一方面，储能装机规模达到140万千瓦，包括12座新型储能电站和抽水蓄能项目。这些设施在用电低谷充电、高峰放电，如合川储能电站能在指令下达后迅速以185兆瓦功率放电，有效缓解供需矛盾。此外，光伏装机占比从2022年的2.46%跃升至15.19%，使得电网不再单一依赖本地水电火电。
在需求侧管理上，深圳通过“虚拟电厂”技术实现了负荷的精准调控。2026年，深圳电网出现早、午、晚“三峰并行”及夜间零点集中充电的新特征。为此，深圳虚拟电厂管理中心引入AI模型“天璇—灵曦”，整合61家运营商及1.4万用户资源，聚合出140万千瓦调节能力，相当于中型火电厂出力。该模型能主动识别设备过载风险并生成调度策略，极大提升了响应效率。目前，全国虚拟电厂数量超470个，最大调节能力逾1600万千瓦，上海、浙江等地也通过类似手段实现削峰填谷，累计响应电量可观。
在基础设施层面，跨省跨区输电成为平衡区域负荷的关键。2026年以来，日均跨省流动电量超50亿千瓦时。例如，北京通过“青海光伏+黑龙江风电”的昼夜互补模式，在8月6日刷新历史负荷纪录的同时，获得4700万千瓦时绿电支持；安徽则依托陕北至安徽特高压工程，日均接收超7000万千瓦时电量，满足合肥三分之一用电需求。全国46条特高压工程在迎峰度夏期间最大输电能力突破2.78亿千瓦，相当于12座三峡电站总出力。
与此同时，电力市场化交易为资源优化配置提供了机制保障。上半年全国电力市场交易电量同比增长24.2%，交易频次的加密使得跨省调配更加精准。从重庆的储能调频到深圳的AI虚拟调度，再到全国范围的绿电接力，这些创新手段共同编织了一张厚实灵活的保障网，让市民如朱少林般在用电高峰期也能安心享受现代生活便利。
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