文 | 预见能源

预见能源最新获悉，5 月 22 日，国家发改委新闻发布会上公布今夏全国最高用电负荷将达到 16 亿千瓦左右，较去年增加 9000 万千瓦。9000 万千瓦什么概念？相当于凭空多出一个河南省的用电量。

不少地区提前作出研判且制定出一整套应对措施，比如，浙江乐清市已经提前着手进行各项保供工作，在大网缺电和分布式光伏电力不稳定双重因素的影响下，2026 年迎峰度夏期间，乐清电力保供工作仍然面临较大压力，预计用电负荷需求最高可达 240.5 万千瓦，同比增长 2.8%。

这座县级市面临的用电困境，正在全国多地同步上演。汛期来水、高温天气、光伏间歇性波动，三重变量交织下，电力系统的容错空间正在被压缩。

但中国用一套相当务实的打法在应对这场 " 压力测试 "。从电厂存煤 1.9 亿吨的 " 硬库存 "，到甘肃至山东特高压工程一年送电 288 亿度的 " 长通道 "，再到浙江虚拟电厂单次填谷 147 万千瓦的 " 软调节 "。三层防线的层层叠加，让 16 亿千瓦不再是抽象的风险数字。

煤电兜底 " 压舱石 "，2 亿吨存煤能扛多久？

乐清市的焦虑，从某种意义上说，正是全国电力供需从宽松转向紧平衡的一个缩影。

数据显示，2026 年 1 至 4 月，全国新增发电装机约 1 亿千瓦，但供需缺口仍然存在。华东、华中和南方区域高峰时段供应偏紧已是公开的判断。

缺口怎么补？煤电依然是当下最不可替代的 " 老黄牛 "。

据预见能源所知，截至 4 月底，全国统调电厂存煤达 2 亿吨左右，可用天数超过 30 天，创历史同期较高水平。4 月以来全国煤炭日均产量持续 1250 万吨以上高位，晋陕蒙新四大主产区产量占比超过 82%。

但电厂的心态缺轻松不起来。

据 Mysteel 统计，截至 5 月 8 日，全国 493 家电厂样本日耗煤 353.4 万吨，环比降 18.8 万吨，厂内存煤总计 8832.2 万吨，可用天数 25 天。不同区域电厂的反馈也大有不同。华东区域电厂直言 " 负荷差死了，涨库了 "，华南区域电厂是 " 开 1 停 1"，华北区域电厂 " 日耗回落，到厂煤量环比下降 "。

这也说明不少煤电企业当下的日子并不好过。

一边是新能源发电出力增加，水电来水改善，对火电形成挤压；另一边是保障 " 迎峰度夏 " 的政治任务不能撂挑子。库存高企的同时利润承压，这种结构性矛盾在短期内难以解决。但客观来看，30 天的可用天数至少为极端天气下的保供留出了足够的缓冲时间。

真正考验的是，当高温期日耗陡然攀升，这一数字能否撑得住。

" 西电东送 " 补齐缺口，288 亿度绿电如何跨省 " 解渴 "？

单纯靠煤电 " 硬扛 " 显然不现实。更大的想象空间在于那张覆盖全国的特高压网络。

预见能源观察到，甘肃的特高压工程就是个优秀案例。截至 5 月 8 日，陇东至山东 ± 800 千伏特高压直流输电工程投运满一周年，累计输送电量 288 亿度，满足约 849 万户三口之家一年的用电量，其中新能源电量占比超过 40%。

更值得关注的是，在电力迎峰度冬关键期，该工程连续 49 天单日输送电量超 1 亿千瓦时。这意味着，一条特高压通道就能承担起相当于一个中等城市全年的电力需求。

甘肃的背后，是中国 " 西电东送 " 能力的持续扩容。

截至目前，" 西电东送 " 总能力已达 3.4 亿千瓦。银东直流作为世界首条 ± 660 千伏电压等级的直流输电工程，自 2011 年投运以来已累计向山东输送电量突破 4000 亿千瓦时。

但是也必须指出，跨省互济并非万能药。

原因便在于特高压通道的建设周期长、投资巨大，且送端省份自身的用电需求也在增长。2026 年至今，陇电入鲁工程外送电量已突破 100 亿千瓦时，但甘肃仍在加快推动陇电入川等多条新通道。

这背后反映的深层问题是：东部用电缺口越拉越大，西部送电压力也水涨船高，" 送得出 " 和 " 够不够 " 之间始终存在张力。

最大亮点：虚拟电厂和储能下场参与保供

如果说煤电是 " 盾 "，特高压是 " 箭 "，那么 2026 年迎峰度夏与往前相比，最大的看点或许是虚拟电厂和新型储能的规模化登场。

在这个方向，浙江走在了最前面。

今年 " 五一 " 假期，浙江虚拟电厂每日开展市场化填谷响应，最大响应负荷达 147.4 万千瓦，首次突破 100 万千瓦，刷新了国内省级虚拟电厂单次填谷纪录。

一年来，浙江虚拟电厂累计接入运营商 46 家，聚合二级用户超 4400 户，总可调能力超 190 万千瓦，相当于一座大型火电厂的调节容量规模。

这个数据非常鼓舞人心。147 万千瓦的响应能力，恰好可以覆盖一个中等城市高峰时段的供电缺口。而且不同于新建电厂要花几年时间、几十亿资金，虚拟电厂通过聚合工业负荷、商业楼宇、充电网络等分散资源，用市场化的价格信号引导用户主动调节用电行为。

具体看，浙江的运作机制设计得相当精细，其推出的《浙江省虚拟电厂运营管理细则（试行）》构建了覆盖全生命周期的管理体系，运营商根据数据传输稳定性、负荷可调能力等指标获得 A+ 到 D 五档评级，连续 6 个月评级为 D 的将被强制退出市场。这种 " 用脚投票 " 的竞争机制，确保了参与主体真的有调节能力，而不只是 " 挂个名 "。

在另一端，新型储能的建设也在加速，全国范围内极其火热。

截至 3 月底，全国新型储能装机已超 1.4 亿千瓦，对于电力保供起到不错的助推力。比如，位于河南新蔡的湖韵储能电站，总投资 7.6 亿元，是河南容量最大的电网侧储能电站，年放电量可达 1.17 亿千瓦时，能够满足 5 万户家庭的全年用电需求。

这种 " 削峰填谷 " 的运行模式，在用电低谷时储存电能，高峰时段释放电力，对城市电网而言能分流高峰压力，减少对燃气调峰电厂的依赖。

不过坦白地讲，虚拟电厂和储能目前的体量，与 16 亿千瓦的全国用电负荷相比仍是杯水车薪。虚拟电厂最务实的定位不是 " 替代 "，而是 " 缓冲 " ——在尖峰时刻为企业争取几小时的响应窗口，为煤电机组启停和跨区调度赢得时间。

从更宏观的视角看，2026 年迎峰度夏的真正考验，并非物理层面的 " 够不够电 "，而是系统层面的 " 够不够弹性 "。今年夏天，我国的能源保供又迎来一场真实的压力测试。

压力之下，哪些赛道迎来真实投资窗口？

不仅如此，16 亿千瓦的负荷压力下，也为我们勾勒出了一张清晰的需求清单。

煤电转型、特高压后市场、虚拟电厂、新型储能——这四个方向正在从 " 政策鼓励 " 变为 " 财务算得过来账 " 的生意。

一是煤电的 " 价值锚点 " 已变。  国务院不再新建纯凝煤电机组后，现役机组的灵活性改造成为超 800 亿元的市场。

大唐发电等传统火电企业一季度利润明显改善，归母净利润大增 29.26%。原因正是燃料成本下行叠加容量补偿机制开始兑现。资本市场的逻辑其实很简单，谁先完成改造，谁就能在辅助服务市场里拿到 " 调峰溢价 "。

二是特高压的 " 后市场 " 加速起量。

据预见能源所知，40 余条已投运线路进入密集检修期，无人机巡检、数字孪生运维需求激增，一季度国网固定资产投资同比增长 37%，直接带动平高电气、四方股份等产业链企业订单饱满，核心部件国产化替代（如直流套管）仍有 30% 的空间，这是装备企业眼下最确定的增量。

三是虚拟电厂已经从试点走向变现。正如前文所述，浙江单次填谷 147 万千瓦、总可调能力超 190 万千瓦，证明这条路径完全跑得通。今年以来，资本市场上多只虚拟电厂概念股涨幅翻倍，协鑫能科、南网储能等扣非净利润均实现两位数增长。

四是新型储能进入 " 容量租金 " 时代。预见能源多次关注到的储能企业整体表现不错。固德威受益于海外储能逆变器回暖，利润大增；阳光电源尽管短期承压，但 AI 储能新业务已获海外客户认可，机构预测的远期目标价仍处在高位。

预见能源也会持续跟进相关情况，并在第一时间作出报道。