夏季用电高峰正在到来，高温天气叠加经济回暖、企业加快复工复产，拉动社会用电量快速恢复。
中国电力企业联合会6日表示，预计下半年全社会用电量同比增长7%左右，环比提高4个百分点。
考虑国际形势、疫情防控、燃料供应等多方面因素，预计全年全社会用电量增速在5%～6%。
与此同时，6日发布的《中国电力行业年度发展报告2022》称，今年我国的电力供应能力总体可以满足电力消费需求。
2022年迎峰度夏期间，全国电力供需总体平衡，华东、华中、南方区域部分省份在用电高峰时段电力供需偏紧。
电力供需形势总体偏紧在过去的2021年，全国全社会用电量83313亿千瓦时，比上年增长10.4%，增速比上年提高7.1个百分点。
受来水偏枯，电煤供需紧张、部分时段天然气供应紧张等因素，全国电力供需形势总体偏紧，年初、迎峰度夏以及9~10月部分地区电力供应紧张，甚至采取了各种应急措施来保障能源供应。
今年以来，全国各地新冠疫情频发，工业生产和居民消费受到一定程度的影响，同时叠加去年同期用电量高基数的因素，1~5月全国全社会用电量3.35万亿千瓦时，同比仅增长2.5%，5月当月全社会用电量增速同比回落近14个百分点。
当前，企业加快复工复产。
同时，受高温天气影响，拉动用电量快速恢复，进入季节性用电用煤高峰期。
近日来，河北、河南、江苏、山东等多省份电网电力负荷创下历史新高。
中电联表示，迎峰度夏阶段，国内外疫情、宏观经济、煤炭安全生产、铁路等运力协调、气温、降水等多方面因素交织叠加，煤炭、电力保供仍存较大不确定性，区域性、时段性矛盾突出的问题仍存在。
必须加强统筹协调，强化监测和预警，共同努力确保迎峰度夏期间的能源电力安全供应万无一失。
中电联数据与统计中心副主任蒋德斌分析称，从电力供应要素看，一是发电企业为保障能源电力稳定供应，贯彻落实好党中央国务院“决不允许出现拉闸限电”的要求，在煤价高位、企业大面积亏损的情况下，仍全力采购电煤，目前电厂存煤处在相对高位。
二是气象部门预测今年夏季来水形势较好，有利于水电生产。
三是部分支撑性电源和输电线路等度夏重点工程陆续投产，这些为迎峰度夏期间的电力电量平衡提供了坚强支撑。
电力市场化改革加速报告称，电力行业企业积极落实各项电力改革政策要求，燃煤发电全部参加市场交易，燃煤电价加快放开，“能涨能跌”的价格形成机制逐步建立，有序推动工商业用户全部进入电力市场。
全国首批8个电力现货试点地区均开展了出清结算试运行工作，试运行期间电网运行安全、市场运行平稳。
截至2021年底，全国各电力交易中心累计注册市场主体46.7万家，数量较2020年增长76%。
2021年，全国各电力交易中心组织完成市场交易电量37787.4亿千瓦时，比上年增长19.3%；其中，全国电力市场电力直接交易电量合计为30404.6亿千瓦时，比上年增长22.8%。
市场交易电量占全社会用电量比重为45.5%，比上年提高3.3个百分点。
全国电力市场化交易规模也上新台阶。
全国各电力交易中心组织完成的市场交易电量中，省内市场交易电量合计为30760.3亿千瓦时，比上年增长18%，占全国各电力交易中心组织完成市场交易电量的81.4%。
全国各电力交易中心组织省间交易电量（中长期和现货）合计为7027.1亿千瓦时，比上年增长25.8%，省间市场有效促进了资源在更大范围内配置。
今年1月， 国家发展改革委印发《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》。
中电联规划发展部副主任韩放表示，《指导意见》发布以来，全国统一电力市场建设稳步推进，目前已初步形成在空间范围上覆盖省间、省内，在时间周期上覆盖年度、月度、月内的中长期交易及日前、日内现货交易，在交易标的上覆盖电能量、辅助服务、绿电交易等交易品种的全市场体系结构。
以省内电力市场为基础，省内市场和跨省跨区市场协同推进的全国统一电力市场建设初见成效。
“我国电力市场在促进能源转型、保障电力安全供应、优化资源配置、促进新能源消纳等方面发挥了重要作用。
”韩放强调，全国统一电力市场建设并非一蹴而就，是一项长期任务，在全国统一电力市场建设过程中还面临一系列挑战。
