为精准掌握全市迎峰度夏电力保供实情，防范极端天气供电风险，筑牢用电安全防线，泰安市统计局结合山东电网运行数据与部门反馈，围绕保供形势、问题短板、优化举措开展专项调研，覆盖化工、建材、食品、纺织、电力等高耗能及民生相关行业，现将核心内容报告如下：

一、保供总体形势与核心特征

2026 年夏季，受区域经济复苏、工业产能释放、极端高温多发三重因素叠加，全市电力需求刚性上涨，供需呈平衡趋紧、高峰缺口集中、容错空间压缩态势，午间工业生产尖峰与晚间居民制冷晚峰双重叠加，电网保供压力显著加大，主要呈现四大特点：

（一）用电负荷刚性走高，工业为核心增长引擎

全市用电负荷呈 “刚性增长、双峰突出” 格局，工业用电占比超 55%，是总量攀升核心动力。近八成规上工业企业维持 70% 以上高负荷生产，精密制造、化工等行业 24 小时连续运转，重点头部企业直接支撑全市工业大盘、就业稳定与产业链安全；居民制冷高峰（12:00-21:00）与日间工业高峰高度重叠，进一步加剧供电压力。经电网预测，今夏最大用电负荷同比 2025 年增长 8%-10%，极端高温下短时缺口可达 5-8 万千瓦，集中于 9:00-17:00 工业核心时段。

（二）电源结构供需错配，新能源时段性短板突出

全市已形成 “火电兜底、风光补充、储能调峰、外电支撑” 的供电格局，但源网荷匹配度不足，结构性矛盾凸显：一是风光出力波动大，日间光伏可分担供电压力，但受天气影响极强，阴雨天、夜间出力近乎归零；夏季风电进入小风周期，上网电量同比下降 25.43%，午间高峰无法发挥补峰作用。二是早晚峰供电失衡，日间供需整体平稳，晚间风光出力断崖式衰减，晚峰供电紧张成为共性难题。三是企业储能布局分散、单站容量偏小，多数未纳入市级统一调度，削峰填谷核心作用未充分发挥。

（三）主力火电保供压力激增，稳产运维成本攀升

主力火电企业持续满发顶峰，兜底保供作用突出。5 月两家核心火电企业发电量同比分别增长 72.7%、170.9%，合计增幅近 95%，6 月仍维持高位运行。但长期高负荷运行带来三重压力：综合能耗同比增长 26.2%，节能降耗考核压力加大；设备损耗加剧，检修窗口期大幅压缩，非计划停机风险上升；燃料采购、设备运维成本同步上涨，企业保本保供压力增大。加之内源生物质发电产能退出，本地电力自给能力下滑，对外网输电依赖度进一步提升。

（四）电网基建存在短板，供电可靠性与应急能力不足

一是存量设施老化问题普遍，农村部分裸导线未完成绝缘化改造，城区及产业园区多条线路长期重载、过载，故障跳闸风险偏高；配网配套建设滞后于新建产业项目投产节奏，新增用电负荷保障不及时。二是低压配网调压稳压能力不足，分布式光伏大规模接入引发午间电压超标，弃光现象时有发生。三是企业自备电源缺口较大，仅 36.4% 的调研企业配备备用电源，连续生产企业抵御突发停电风险能力薄弱。四是外电输入受跨区域线路检修、周边地市负荷波动、极端天气干扰，输送规模与时段稳定性不足，进一步压缩保供容错空间。

二、当前突出问题与现实困难

除结构性供需矛盾外，全市电力保供在需求管理、政策激励、生产运行、应急保障等方面存在五大共性问题：

（一）连续生产工艺占比高，需求侧可调空间极度有限

化工、建材、玻纤、精密汽配等行业核心生产线无法随意启停，单次停机易造成大批量产品报废，直接经济损失最高可达数千万元；部分生产线重启需 24 小时以上预热，还存在工艺参数失衡、安全生产隐患。全市工业柔性可调节负荷占比不足 15%，突发用电缺口下调控手段匮乏，一刀切式有序用电易引发大规模产值下滑、产业链波动。

（二）需求响应激励机制不完善，企业主动避峰积极性不足

现行错峰用电、需求侧响应补偿标准偏低，补贴收益远低于停产降负荷损失，难以调动企业配合调度的意愿；峰谷电价价差不合理，电价杠杆引导移峰的作用有限。叠加电费政府性基金及附加收费、今夏电力现货价格大幅上行，高耗能企业用电成本同比上涨 5%-25%，经营压力持续加大。

（三）新能源并网服务不畅，源网荷储协同调度水平不足

分布式光伏、储能项目并网审批流程繁琐、办理周期长，制约企业自建分布式能源项目落地；储能资源碎片化分布，未全部接入市级统一调度平台，难以形成规模化调峰能力；新能源发电与电网调度联动不足，缺乏基于气象数据的前瞻性调度，日间清洁电力消纳潜力未充分挖掘，晚间用电缺口无法通过多能联动补齐。

（四）电网智能化水平不足，供电稳定性与预警能力待提升

配网自动化覆盖率仍有提升空间，电网故障定位、隔离、自愈复电效率偏低，线路故障影响范围偏大。高峰时段电压不稳、晃电、短时停电问题频发，且电网异常信息推送不及时，企业无法提前调整生产预案，被动承受设备损耗与产品报废损失；部分重点用电企业未建成双电源供电系统，单线路故障即可造成全线停产。

（五）极端天气应急体系有待完善，政企联动协同不紧密

今夏高温高湿、台风北上、强对流等极端天气发生概率较高，现有应急预案针对性不足，预警机制运转不畅；电力应急抢修物资、应急发电车储备存在缺口，政企联合应急演练频次不足；政企用电信息共享机制不健全，负荷变化、设备检修、电网故障、企业投产等关键信息未实时互通，影响电力调度预判精准度。

三、保供工作对策建议

立足全市电力供需紧平衡总体态势，紧扣源网荷储全链条短板，坚持 “保民生、保重点、保安全、稳生产” 原则，统筹电源侧、电网侧、负荷侧、储能侧四方发力，精准补齐保供短板，全力守住电网安全稳定运行底线。

（一）实施分级差异化有序用电，杜绝一刀切负荷管控

建立全市统一三级用电保障清单：一级保障居民生活、公共服务及产业链关键企业，原则上不安排计划性停电与临时错峰；二级管控可柔性调节生产工序的一般工业企业；三级调控高耗能、低产出低效企业，作为高峰负荷主要调节载体。 结合企业产值贡献、就业吸纳能力、产业链带动作用动态更新错峰豁免名单，对不可中断的核心生产设备全部豁免，仅引导压降厂区照明、原料破碎等非核心辅助负荷。所有有序用电计划提前 48 小时多渠道推送预警，同步建立政企双向反馈通道。 拉大峰谷电价价差，引导高耗能企业将大功率生产工序转移至夜间低谷时段，白天高峰仅保留基础运维，依托电价杠杆实现需求侧自主削峰，兼顾电网保供与企业生产经营。

（二）优化需求侧激励与电价政策，切实降低企业用电负担

合理上调需求响应补偿标准，缩小企业错峰损失与补贴收益差距，激发企业主动调峰的内生动力。争取市级迎峰度夏电力保供专项补贴，在光伏大发平价时段释放电价红利；研究优化电费政府性基金及附加收费政策，适度降低重点企业政策性用电成本。组织供电企业为规上工业企业免费开展用电能效诊断，指导企业关停无效用电设备，从源头压降损耗。 推进 “园区集中储能 + 企业分布式储能” 双向布局，将全市所有储能设施全部纳入市级电网统一调度，支持储能参与电力现货市场交易，在发挥削峰填谷作用的同时帮助企业降低用电成本。

（三）全速推进电网提档升级，夯实供电硬件基础

开展存量电网专项改造，全面推进老旧重载线路、老化变压器更新换代，加快农村裸导线绝缘化改造；针对产业园区、重点用电大户实施供电线路增容升级，分批为连续生产重点企业配套建设双电源供电系统，全面提升供电可靠性。 提升配网自动化覆盖率，实现电网故障自动定位、快速隔离、短时复电；搭建全市统一电力信息预警平台，第一时间向企业推送停电、晃电、线路检修等异常信息，便于企业提前开展生产应急处置。 前置对接全市新建产业项目用电规划，提前布局供电走廊与配套电网工程，实现电网建设与企业项目投产同步落地，杜绝电网配套滞后制约项目达产。

（四）统筹源网荷储一体化协同，优化全市电力资源配置

守牢火电兜底保供底线，建立主力火电企业日监测、周研判机制，动态监控发电量、能耗指标、设备运行状态，足额保障煤炭燃料供应；统筹利用日间负荷平稳窗口期错峰安排机组检修，避开晚高峰及极端天气关键时段，降低非计划停机风险。 补齐新能源时段性出力短板，优化风光电站运维调度，最大化提升日间清洁电力消纳能力；简化分布式光伏、储能并网审批流程，开通重点企业并网绿色通道。针对晚间新能源出力缺口，联动火电顶峰、储能放电、外电补供多措并举填平供电缺口。 建立企业复产、新项目投产动态用电台账，每周研判全市负荷波动趋势，实时优化电网调度方案，对冲负荷增减带来的调度压力，保障全市用电平稳可控。

（五）健全四方联动应急体系，强化极端天气风险防控

搭建气象、发改、应急、供电四方周度会商平台，提前预判高温、台风、强对流等极端天气影响，前置开展电网全面巡检、发电设备专项运维、应急发电车定点待命等防范工作。 按照用电缺口大小划分四级用电预警等级，分级细化负荷管控措施；极端供电缺口情况下，坚决守住民生用电、重点产业用电、公共服务用电三条底线，最大限度降低有序用电对经济生产的冲击。 补齐电力应急抢修物资与应急发电设备储备，常态化开展政企联合停电应急演练；依托市级应急发电储备库，为无自备电源的连续生产重点企业提供应急供电支撑，全面提升突发停电事件处置能力。