截至7月13日，全国已有71个国家气象站最高气温突破历史极值，多地进入“大型空气炸锅”模式，加之复工复产陆续推进，生活、生产用电量不断攀升。国家发展改革委最新数据显示，7月13日全国调度发电量达到278.54亿千瓦时，最高调度负荷达到12.22亿千瓦，均创历史新高。如此形势下，电力供应能否平稳有序迎峰度夏引发各方关注。

电力需求虽然受到天气条件和工业生产周期影响，但波动毕竟有限，观察电力市场运行态势，关键还是要看电力供给，而供给决定于两个因素：能不能发电和愿不愿发电。回顾去年出现的用电紧张，一方面缘于运动式“减碳”，另一方面缘于煤炭价格高企。随着政策纠偏和能源保供政策渐次落地，这些制约电力供给的因素已不复存在。

在稳定煤炭价格方面，国家发展改革委数度出手治理乱象，不仅明确了煤炭中长期交易价格合理区间，还拉网式调查各地落实情况，对价格超出合理区间的案例，发现一起，约谈一起，查处一起。同时，核查各地和中央企业2022年煤炭中长期合同签订履约情况，让长协合同能在保量、稳价过程中切实发挥作用。

“双碳”目标下，大力发展新能源是长期趋势，但是能源保供还是要基于中国现实的能源结构。煤炭当前仍是我国能源安全的压舱石，火电仍是电力供给主力。而火电供给稳不稳，不仅要看煤炭价格是否稳定，还得看煤炭供给能不能跟上。

煤炭信息交易网的数据表明，当前主力电厂日耗已回归至去年同期水平，但煤炭库存高于去年。截至7月7日，沿海八省电厂日耗煤攀高至200万吨以上，同比持平，存煤则同比增加460万吨。

发改委最新数据也显示，目前统调电厂存煤1.7亿吨，同比增加近6000万吨，可用26天。同时，山西、陕西、内蒙古、新疆等产煤大省也明确将增产保供，从源头上保证煤炭产能。

新能源发电对电力保供也有重要作用。今夏水电、风电等非煤发电贡献率已超过30%，远高于去年。

稳定供给为电力安全划定了底线，但从长远来看，也需通过电力市场机制在更大范围内配置资源、提高效率。目前川渝水火电资源已通过调峰辅助服务市场实现跨省优化配置，浙江也发布了华东区域跨省电力交易规则，未来仍然需要更多省市、部门参与其中，逐步实现电力资源在全国范围内的优化配置。