核心观点 - 吉林省遭遇极寒天气导致用电需求激增 电力与电量负荷均创历史新高 电网公司通过市场化机制与技术手段成功保障了电力稳定供应 [1][2] 天气与用电需求 - 吉林省平均气温降至零下18.1摄氏度 较去年同期大幅下降 [1] - 寒冷天气带动电网用电负荷快速攀升 12月2日发受电量达33652.1万千瓦时 同比增长12.94% [1] - 12月3日最大发受电电力达到1521.1万千瓦 同比增长11.94% 电力与电量双双突破历史最高纪录 [1] 电网公司的应对措施 - 公司提前谋划与科学部署 依托市场化机制与技术手段化解保供压力 [1] - 密切跟踪气象变化 精准进行负荷及新能源预测 每日开展用电负荷深度复盘 [1] - 结合气温变化、采暖负荷特性及工商业生产调整 研判次日电力电量平衡情况 [1] 市场机制与电力交易 - 发挥市场机制作用 依托省内电力现货市场连续试运行 以价格信号激励发电侧潜能 [1] - 积极参与省间现货交易与东北省间互济交易 灵活调配跨区域电力 [1] - 12月2至3日 省间现货最大交易电力达115万千瓦 成交电量达1595万千瓦时 [1] 技术保障与电网运行 - 科学安排电网运行方式 加强重要断面及重载设备实时监控 及时调整运行策略 [2] - 滚动校核与优化运行方式 完成220千伏金富线、富程线及富民储能电站投产 确保过渡期电网稳定 [2] - 密切监控直调电厂机组运行状态与电煤库存 确保供电与供热双安全 [2] 储能应用与效能 - 新型储能设施在期间充放电量达111万千瓦时 晚间峰时最大放电电力13万千瓦 [1] - 储能设施的“削峰填谷”效能得到强化 [1] 后续计划与展望 - 公司已进入迎峰度冬保供关键阶段 将持续关注天气变化与负荷走势 [2] - 总结本轮极寒天气保供经验 优化负荷预测模型与电力平衡策略 [2] - 深化电力现货市场与省间互济协同 全力保障今冬明春电力安全稳定供应 [2]

用电负荷与能源需求 - 全国最高用电负荷连续四次创历史新高 达到15.08亿千瓦 较去年极值提高5700万千瓦[1] - 迎峰度夏期间东部地区电力供应紧张 因东西部人口密度差异导致用电量供需不平衡[2] - 高温天气持续时间长 为能源保供带来挑战 需确保发电能力和电网弹性[1] 煤炭供应与运输 - 扎哈淖尔露天煤矿采用智能生产系统 煤炭生产效率达每小时1885吨 每分钟装载80吨煤炭 每日发往东北地区10余家发电企业的煤炭量约4.5万吨[1] - 山东泰安港1-7月铁路来煤量达455万吨 单日集疏港量突破10万吨 同期吞吐量297.67万吨 同比增长485%[2] - 港口连接北方能源基地与南方用煤核心区 是西煤东调、北煤南运重要通道[2] 区域电力调配与绿色能源 - 浙江通过特高压换流电站55天累计输送电量突破200亿千瓦时 日均超3.5亿千瓦时[2] - 甘肃祁韶直流输电工程累计向湖南输送电量突破2000亿千瓦时 其中新能源电量占比接近40%[2] - 省间互济成为解决电力区域供应不平衡的有效手段 西部地区大力发展风电、光伏等可再生能源[2] 电网技术与运维优化 - 陕西榆林采用立体巡检模式 使光伏设备缺陷闭环处理率达100% 错峰检修减少弃风弃光量5.2%[3] - 湖北使用智能巡检机器人实时监测供电设备 天津智能吊轨机器人将缺陷处理时间从2小时缩短至30分钟内[3] - 全国电力系统及设备持续安全稳定运行 通过灾害监测预警和防范应对措施降低极端天气影响[3] 能源保供体系与政策导向 - 煤炭作为能源保供压舱石 其足量供应关乎迎峰度夏期间电力安全[1] - 需构建坚实可靠的能源安全保供体系 重点包括保供应、强调节、优调度、重应急[3] - 国家能源局将持续加强电力可靠性管理 全力保障电力系统安全稳定运行和可靠供应[3]