7月15日，国家能源局发布今年6月份全社会用电量等数据。
数据显示，今年1~6月，全社会用电量累计50999亿千瓦时，同比增长5.3%。从分产业用电看，第一产业用电量711亿千瓦时，同比增长4.9%；第二产业用电量33057亿千瓦时，同比增长5.1%。其中，工业用电量32760亿千瓦时，同比增长5.3%；高技术及装备制造业用电量6008亿千瓦时，同比增长9.8%。第三产业用电量9916亿千瓦时，同比增长8.0%。其中，充换电服务业、互联网数据服务用电量分别为810亿、494亿千瓦时，增速分别达到56.9%、44.0%。城乡居民生活用电量7315亿千瓦时，同比增长3.1%。
今年上半年，我国全社会用电量有何特点？此外，我国正值迎峰度夏的关键保供期，当前电煤供应整体情况如何？又面临哪些问题？
针对这些问题，《每日经济新闻》记者采访了多位行业专家。
制造业用电量同比增长5.0%
数据显示，今年上半年，第二产业用电量同比增长5.1%，较上年同期提高2.6个百分点。
中国电力企业联合会统计与数智部主任助理吴立强告诉《每日经济新闻》记者，其中，制造业用电量同比增长5.0%，较上年同期提高3个百分点，反映工业生产较快增长；上半年，第二产业用电量增量占全社会用电量总增量的60.9%。
吴立强进一步分析称，高技术装备制造业是制造业增长的第一引擎。今年上半年，高技术及装备制造业用电量同比增长9.8%，较上年同期提升6.0个百分点，加速态势明显，用电量规模占制造业用电量比重24.3%，其子行业全部实现正增长，“其中，仪器仪表制造业、电气机械和器材制造业、计算机通信和其他电子设备制造业、通用设备制造业、汽车制造业、专用设备制造业用电量保持两位数增长。”
值得注意的是，今年上半年，新动能拉动第三产业用电量增速“领跑”。
“上半年，第三产业用电量同比增长8.0%，较上年同期提高1.0个百分点。今年以来，以互联网数据服务业、充换电服务业为代表的新业态用电量继续呈现爆发式增长。上半年，互联网数据服务业用电量同比增长44.0%，持续保持高速增长，累计用电已接近2024年全年水平。”吴立强表示，随着新能源汽车渗透率持续攀升，全国充换电服务业同比增长56.9%。前述两个新业态行业贡献了第三产业用电增量的59.3%，是新动能拉动第三产业用电增长的核心力量。
当前，我国正值迎峰度夏的关键保供期。中电联规划发展部新能源处副处长王艳召告诉记者，7月10日，全国用电负荷今年以来首次创历史新高，最高达到15.18亿千瓦，比去年最高峰又增加1000万千瓦。“但可以肯定，随着迎峰度夏的到来，15.18亿千瓦也仅是今年负荷最高峰的一个‘先锋’或者叫‘前锋’。”
王艳召还透露，目前，各地在引导和激发用电侧的协同响应能力，针对局部地区用电高峰、断面输电受限、极端天气等短时供电紧张场景，实施削峰需求响应。当前，全国最大负荷的调节能力超过9000万千瓦，占最大负荷的6.0%以上。已建成虚拟电厂超过530个，最大调节能力在1800万千瓦以上。此外还积极推动车网互动、智能充电桩等柔性负荷参与调节，全国首批9个城市、30个项目纳入车网互动规模化应用试点，截至5月底全国电动汽车充电基础设施总数达2249.7万个，为虚拟电厂聚合车网互动资源提供了庞大的物理基础。
电力企业如何应对高负荷用电挑战？
中电联规划发展部副主任刘志强进一步告诉《每日经济新闻》记者，据中电联燃料统计数据，截至6月30日，电厂电煤库存可用天数达到26.4天。总体来看，全国迎峰度夏电煤供应整体有保障，但仍存在以下不确定性因素。
一是极端天气的影响。厄尔尼诺现象正在进一步发展，高温范围大、持续时间更长，部分流域降水的时空分布可能极不均匀，对水电出力、煤矿生产、铁路运输等都是挑战。
二是国内煤炭产能释放节奏分化。山西、陕西、内蒙古、新疆等主产区产能释放进度差异偏大，对煤炭产量的稳定释放带来影响。
三是煤炭跨区域调运存在阶段性瓶颈。大秦、朔黄等主干重载铁路运力已临近饱和，呼局内蒙古煤炭外运、兰新线煤炭外运等关键通道运输承压，区域煤源调配存在瓶颈。
四是进口煤供应仍存在不确定性。虽然近期进口煤价格明显回落，低热值煤种经济性恢复，但印尼政策、国际运价和汇率波动等都会对后续进口煤价格和供应量产生影响。
五是国际局势走向尚不明朗。国际地缘局势复杂多变，外部能源市场扰动不容忽视。
那么，面对夏季的高负荷用电挑战，电力企业又该如何应对？
刘志强认为，第一是加快释放煤炭优质产能，增强国内供应能力。压实煤炭主产地安全生产与保供主体责任，推动产能安全、有序释放。
第二是坚决稳住长协基本盘，守住保供压舱石。狠抓长协履约，确保量足、价稳、及时供应。对履约滞后、发运不畅的要及时预警、及时对接、及时补量，最大限度减少市场高价煤依赖，稳定燃料成本。
第三是精准抓好库存管理，筑牢安全防线。坚持“应储尽储、按需增储”原则，结合负荷预测、气候趋势、运输周期，合理提高重点区域、重点电厂库存水平。加强库存动态监测和区域联动，对高日耗、低库存、偏远地区电厂提前调度、优先保供，坚决杜绝缺煤停机风险。
第四是强化产运需协同衔接，畅通保供链条。加强与煤炭主产地、铁路、港口、航运等单位沟通对接，优化运输计划，优先保障电煤运力配置。
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