夏至过后，随着高温范围的扩大，强度的提升，全国整体进入了传统能源需求旺季，也就是俗称的“迎峰度夏”，全社会对电力的需求将明显增加。虽然总体来看，今年国内能源供应在持续增加，供需关系平稳有序，但鉴于部分地区、部分时段仍然呈紧平衡状态，影响电力供应的隐患部分则更加应该得到重视。
能源供应整体稳定 但部分地区和时段供需偏紧
在5月31日召开的新闻发布会上，国家发改委表示，做好2022年迎峰度夏电力保供有坚实的基础。截至4月底，全国发电装机容量达到24.1亿千瓦，迎峰度夏之前总量有望达到24.5亿千瓦。2022年各大流域来水好于预期。截至5月中旬，全国水电发电量同比增长19.3%，重点水电厂可发电水量同比增长25.5%。目前，全国统调电厂存煤达到1.59亿吨以上，同比增加5000多万吨，可用天数32天。发言人赵辰昕表示，有信心有能力保障全国电力迎峰度夏平稳有序。
但中电联发布的《2021—2022年度全国电力供需形势分析预测报告》中预计，2022年全国电力供需总体平衡，迎峰度夏期间，电力供需总体平衡，高峰时段电力供需偏紧；其中，华北、东北、西北区域电力供需基本平衡，华东、华中、南方区域电力供需偏紧。
浙江省发改委党组书记、主任孟刚在浙江省稳住经济一揽子政策措施新闻发布会上指出，2022年以来，受国际形势、供需关系等影响，能源资源量紧价高，浙江省能源保供稳价面临较大压力，预计迎峰度夏电力最大缺口达650—750万千瓦。
河南监管办称，迎峰度夏期间，河南省电力保障形势依然严峻复杂。预计2022年河南电网最高负荷7500万千瓦，同比增长550万千瓦，测硫仪，增幅7.9%。其中驻马店、信阳最高负荷增长预计超过20%，鹤壁、濮阳、新乡等11地区最高负荷增长预计超过10%。
山东能监办指出，2022年夏季，山东省将面临高温导致用电负荷突增、外电入鲁不确定性增大、电煤价格高企等多重考验，电力供应内、外部环境都较为严峻，预测会出现区域性、时段性缺口。
用电需求存在较快增长的预期，且不能拉闸限电
近期，在高温的影响下，叠加工业经济的恢复，各电网用电负荷纷纷迎创下了历史新高。
6月17日16时10分，江苏电网调度最高用电负荷达到1.036亿千瓦，今夏首次最高负荷“破亿”，相比于2021年夏季负荷首次“破亿”早了19天。6月19日22时08分，河南省网最高用电负荷达到6534万千瓦，创历史新高，较历史最高负荷增长19万千瓦，增幅0.3%；6月19日，山东电网最高负荷达到8714.7万千瓦，逼近去年最高负荷，德州、泰安、聊城三市创历史最高负荷；6月16日，甘肃电网最大负荷1786.6万千瓦，创新高。
国网能源研究院经济与能源供需研究所宏观经济研究室主任吴姗姗对人民日报表示：“目前，国内疫情防控形势总体向好，稳增长的政策措施效果逐步显现，随着企业复工复产有序推进、生产生活秩序逐步恢复，部分行业和地区用电预计较快增长。”
与此同时，近日，国务院常务会议要求，确保能源供应，决不允许出现拉闸限电。6月15日，中共中央政治局常委、国务院副总理韩正在迎峰度夏能源保供工作电视电话会议上指出，电力安全保供是当前经济工作的重点，煤炭是我国能源安全的“压舱石”，要充分发挥煤炭的兜底保障作用，多措并举建立电煤调控机制，确保今年用电安全。
而6月21日，中共中央政治局常委、国务院总理李克强在河北省考察，并在涿州京源热电公司了解机组发电小时数、煤耗水平、纾困政策落实情况，勉励企业多发电。他强调，现在是迎峰度夏关键时期，要释放煤炭先进产能、能开尽开，进一步加强电力保供，坚决防止拉闸限电。
煤电仍然是“压舱石”，电厂存煤结构须关注
众所周知，我国电力保供较大程度上仍然依赖煤电，火电依旧是保障电力稳定供应的关键。这一情况下，火电厂的运行情况就显得至关重要。近两年来，电厂及中转港存煤结构的问题普遍受到市场的关注，在较长时间内，中间及下游库存中低卡煤占比较大，高卡煤普遍较少，尤其是今年，这一状况可以说是有过之而无不及。
今年以来，虽然在政策的调控下，煤炭价格确实出现了下降，但整体仍然处于相对较高的水平，对于电厂来说，仍然存在消化成本的难题。另一方面，在全国范围内开展的长协煤合同履约情况核查下，电厂库存水平也在政策要求之内，部分省份对某一阶段的存煤有着明确的限定。
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