2026年能源行业六月能源调度方案

2026年能源行业六月能源调度方案一、调度总体目标与核心边界条件根据国家气候中心2026年5月发布的夏季气候预测，2026年6月全国大部地区气温较常年同期偏高0.8℃-2.1℃，华北中南部、华东大部、华中大部、华南东部最高气温突破35℃的高温日数较常年偏多3-8天，全网能源供需呈“负荷增长快、清洁能源出力波动大、区域供需错配突出”特征。本月能源调度核心目标为：保障全网能源供应稳定有序，优先满足民生与重点领域用能需求，管住非民生不合理用能增长，全网可再生能源清洁能源消纳率达到98%以上，油气供应保障民生与重点行业需求，跨区域能源余缺互济效率较常年提升10%以上，不发生大面积、长时间停供限供事件，保障迎峰度夏能源供应平稳开局。核心边界供需预测如下：（一）供应侧预测1.电力供应：截至2026年5月底，全国统调发电装机容量达到30.2亿千瓦，其中非化石能源装机16.8亿千瓦，占比55.6%，同比提高3.2个百分点。分品类看：水电预计6月全国平均来水较常年偏多5%，其中长江上游偏多12%，珠江流域偏多8%，黄河上游偏多3%，东北松花江流域偏多15%，全国水电日均发电量36.2亿千瓦时，最大可调出力2.78亿千瓦，同比增加1200万千瓦；风电全国预计月度平均利用小时数128小时，累计发电量2150亿千瓦时，最大可调出力3.85亿千瓦，其中“三北”地区最大出力2.42亿千瓦，华东华南沿海风电最大出力0.98亿千瓦；光伏预计月度平均利用小时数132小时，累计发电量2260亿千瓦时，最大可调出力4.12亿千瓦时，午后全网光伏出力占最高用电负荷比例可达28%，西北部分省份午后占比超过60%；火电扣除计划检修机组后，全国统调火电最大可调出力11.32亿千瓦，要求电煤库存平均保持在22天以上，其中华中、华东沿海电厂库存不低于20天，华北坑口电厂库存不低于18天，总可用电煤储备超过1.35亿吨，可保障出力稳定；核电全国在运机组58台，计划检修2台，最大可调出力5680万千瓦，日均发电量12.8亿千瓦时，保持基荷满发运行。2.油气供应：预计6月全国原油加工量6350万吨，同比增长3.2%，成品油产量3820万吨，其中国产汽油1620万吨、柴油1580万吨；天然气日均供应量12.6亿立方米，同比增长5.8%，骨干管网储气库可动用工作气量超过180亿立方米，LNG接收站可用月接卸能力超过6000万吨，总储气调峰能力可保障日均3.2亿立方米的峰谷调峰需求。3.煤炭供应：预计6月全国煤炭产量3.98亿吨，同比增长2.1%，其中晋陕蒙宁产区产量2.85亿吨，保障全国煤炭供应稳定。（二）需求侧预测1.电力需求：预计6月全网累计用电量8750亿千瓦时，同比增长6.8%，全网最大统调用电负荷预计出现在6月下旬高温时段，达到13.8亿千瓦，较2025年6月最大负荷增长9200万千瓦，增幅7.15%。分区域看：华北区域最大负荷3.2亿千瓦，同比增长7.8%；华东区域3.8亿千瓦，同比增长6.9%；华中区域2.1亿千瓦，同比增长8.2%；南方区域2.65亿千瓦，同比增长7.5%；西北区域1.1亿千瓦，同比增长6.1%；东北区域0.95亿千瓦，同比增长4.2%。需求结构上，三次产业用电增速分别为3.1%、5.8%、9.2%，居民生活用电增速11.5%，降温负荷占最大负荷比例达到22%，较去年同期提高1.8个百分点，居民用电拉动作用持续提升。2.煤炭需求：预计6月全国煤炭消费量4.12亿吨，其中电煤消费量2.68亿吨，同比增长5.2%，钢铁、建材、化工行业煤炭消费量合计1.32亿吨，保持平稳运行。3.油气需求：预计6月成品油消费量3680万吨，同比增长4.5%，其中汽油消费增长8.2%，主要受端午假期出行、旅游市场升温拉动，柴油消费增长1.1%，主要支撑三夏农业生产与物流运输需求；天然气消费量365亿立方米，同比增长6.2%，城市燃气与发电用气分别增长7.8%和8.1%，化工用气平稳增长2.1%。二、调度基本原则1.民生优先原则：优先保障居民生活、公共服务、医疗教育、农业生产、重点制造业核心环节用能需求，错峰限供首先压减高耗能高排放项目不合理用能、非必要景观用能，严格落实“限能不限民生”要求。2.清洁优先原则：优先调度新能源、水电、核电等非化石能源出力，全额消纳国家保障范围内的可再生能源电量，最大限度提高清洁能源利用效率，降低化石能源消耗。3.余缺互济原则：依托特高压输电通道、全国油气骨干管网与煤炭运输网络，强化跨区域跨品类能源余缺调剂，最大化盘活存量能源产能，提升能源配置效率。4.安全底线原则：严格控制电网运行频率、电压在合格范围，保障油气管网压力稳定，预留足够应急备用容量，守住不发生大面积停供限供、不发生重特大能源安全事故的底线。三、核心调度安排（一）电力调度安排1.跨区跨省输电调度充分利用已投运特高压通道能力，优化“西电东送”“北电南供”送电计划，全月跨区送电总计划安排682亿千瓦时，较2025年6月增加85亿千瓦时，增幅14.2%，其中跨区输送新能源电量186亿千瓦时，占比27.3%，具体通道送电安排为：雅中-江西特高压直流月度送电计划45亿千瓦时，最大输送功率800万千瓦锦屏-苏南特高压直流月度送电38亿千瓦时，最大输送功率720万千瓦溪洛渡-浙西特高压直流月度送电42亿千瓦时，最大输送功率760万千瓦乌东德-两广特高压直流月度送电52亿千瓦时，最大输送功率800万千瓦青豫特高压直流月度送电26亿千瓦时，全部为可再生能源电量，最大输送功率800万千瓦张北-胜利特高压交流月度转送高峰电力1200万千瓦，支撑华北区域高峰负荷调节陇东-山东特高压直流月度送电32亿千瓦时，最大输送功率800万千瓦白鹤滩-江苏、白鹤滩-浙江特高压直流合计月度送电95亿千瓦时，最大输送功率合计1600万千瓦，支撑华东区域高峰需求2.分区域电力调度华北区域：预测最大负荷3.2亿千瓦，区域内最大可调出力3.02亿千瓦，存在1800万千瓦缺口，通过跨区调入电力1200万千瓦，启动需求响应削峰600万千瓦实现平衡。调度安排：优先调用京津唐电网热电联产机组基荷出力，全额消纳河北、内蒙古风电光伏电量，山西坑口火电满发稳发；冀南、山东高温高峰时段，依托特高压通道调入西北电力，错峰安排钢铁、建材行业非核心工序错峰生产，不涉及民生用能限制，清洁能源消纳目标97.5%以上。华东区域：预测最大负荷3.8亿千瓦，区域内可调出力3.25亿千瓦，存在5500万千瓦缺口，通过跨区调入电力4800万千瓦，启动需求响应削峰700万千瓦实现平衡。调度安排：全额消纳分布式光伏与海上风电出力，沿海核电满发，沿江水电顶峰，安徽、江苏坑口火电保持满发；高峰时段依托白鹤滩、锦屏等直流通道调入西南水电，有序安排高耗能项目错峰生产，保障长三角居民生活与制造业核心环节用电，清洁能源消纳目标98.5%以上。华中区域：预测最大负荷2.1亿千瓦，长江上游来水偏多，区域内可调出力2.15亿千瓦，盈余500万千瓦，全部外送华东、华南区域。调度安排：三峡、溪洛渡、向家坝等梯级电站按照来水预测有序发电，配合全网调峰，全额消纳河南、湖北分布式新能源，川渝地区预留10%备用容量，应对可能出现的局部极端高温，清洁能源消纳目标99%以上。南方区域：预测最大负荷2.65亿千瓦，区域内可调出力2.42亿千瓦，存在2300万千瓦缺口，通过调入云南水电、乌东德电力合计1800万千瓦，启动需求响应削峰500万千瓦实现平衡。调度安排：珠江流域水电有序参与调峰，全额消纳广东、广西海上风电与分布式光伏，云南西电东送按照最大通道能力安排送电，保障广东、广西高温高峰用电，海南电网独立运行，预留15%备用容量应对旅游旺季用电增长，清洁能源消纳目标98%以上。西北区域：预测最大负荷1.1亿千瓦，区域内可调出力1.58亿千瓦，盈余4800万千瓦，外送华东、华中、华北合计4200万千瓦，预留600万千瓦事故备用。调度安排：优先全额消纳本地新能源，风电光伏按照预测出力安排调度，预留调峰容量保障外送需求，坑口火电按照基础负荷安排运行，月度外送新能源电量占比达到45%，清洁能源消纳目标96%以上。东北区域：预测最大负荷0.95亿千瓦，区域内可调出力1.08亿千瓦，盈余1300万千瓦，外送华北区域1000万千瓦。调度安排：松花江来水偏多，丰满、白山水电加大发电力度，全额消纳东北风电，预留备用容量应对偶发低温天气，保障黑龙江、吉林农业灌溉用电需求，清洁能源消纳目标97%以上。（二）煤炭运输调度安排统筹铁路、港口、水路运力，保障电煤运输需求，具体安排为：国家铁路集团月度煤炭运输计划安排7.2亿吨，同比增长4.8%，其中电煤运输计划4.8亿吨，占比66.7%，重点保障华中、华东沿海电厂煤炭运输；浩吉铁路月度运量安排8500万吨，同比增长7.2%，保障北煤南运中线通道能力，大秦铁路月度运量安排4100万吨，朔黄铁路安排3800万吨，保障东线通道供应稳定。北方七港月度煤炭下水量安排1.65亿吨，同比增长3.1%，其中秦皇岛港安排2100万吨，黄骅港安排5800万吨，唐山港安排4600万吨，重点保障上海、江苏、浙江、广东等沿海省份电厂用煤中转需求，对库存低于15天的电厂开辟运输绿色通道，优先排船、优先装卸。长江沿线主要中转港口月度中转煤炭5200万吨，保障沿江电厂煤炭补给，为川渝地区极端高温预案预留200万吨中转备用能力。建立逐日库存监控制度，要求所有统调电厂电煤可用天数不低于15天，对华中、华东区域电厂库存低于20天的，及时协调增加运力补库，月末全国电煤库存稳定在1.3亿吨以上，平均可用天数不低于21天。（三）油气调度安排成品油调度：月度总资源安排3820万吨，其中华南区域安排920万吨，华东区域安排1150万吨，华北区域安排680万吨，满足出行高峰需求；重点做好旅游景区、高速公路沿线加油站资源补给，江浙沪、粤港澳大湾区端午假期出行高峰，提前3天完成所属油库补库，92号、95号汽油库存保持在15天以上，柴油库存保持在10天以上；对三夏农业生产作业区域开辟柴油供应绿色通道，优先保障农机作业用油，严格落实保供要求，做到价格不涨、质量不降、供应不断。天然气调度：月度总供应量365亿立方米，依托陕京线、西气东输、川气东送、中俄东线等骨干管网，统筹常规气、页岩气、LNG、储气库调峰资源，中亚进口气保持日均1.2亿立方米稳定供应，中俄东线日均保持0.85亿立方米供应，LNG接收站日均接卸1.8亿立方米，储气库日均调峰0.6亿立方米，整体峰谷差调节能力达到2.2亿立方米/日。分区域安排：华北区域日均供应3.2亿立方米，高峰时段动用储气库调峰0.2亿立方米/日，保障城市燃气与发电需求；华东区域日均供应3.8亿立方米，依托LNG接收站进口资源补充调峰；南方区域日均供应2.6亿立方米，川气东送增加供气0.2亿立方米/日，满足广东、广西燃气发电高峰需求；西南区域日均供应1.1亿立方米，保障本地化工与城市燃气需求，富余气量外送华东华中。严格落实居民用气优先保障要求，民生用气占比不低于80%，不对居民实施限气。四、需求侧管理与应急调度安排（一）需求侧管理全国已签约需求响应资源容量达到8200万千瓦，其中可中断负荷3500万千瓦，可控负荷4700万千瓦，高峰时段调用补偿标准不低于0.8元/千瓦时，充分调动用户参与削峰积极性。提前梳理可错峰限供用户清单，优先安排年综合能耗超标的高耗能企业、非必要景观照明、商业广告亮化等用能错峰，错峰清单提前向社会公布，严格落实错峰不涉及民生、农业、重点公共服务与制造业核心环节的要求。引导工业企业合理安排生产计划，主动避开早高峰11-13时、晚高峰18-20时用电高峰，引导居民合理用电，倡导夏季空调设置温度不低于26摄氏度，减少不合理用能消耗。（二）安全保障措施严格执行电网运行规程，针对六月新能源出力波动大、气温变化快的特征，做好日前、日内滚动调度调整，预留不低于3%的全网事故备用容量，特高压重载通道安排24小时不间断监控，避免设备过载运行，高峰负荷前完成全网主设备特巡，及时处置设备缺陷，防止发生设备故障引发大面积停电。油气骨干管网开展全管网压力动态监测，LNG接收站、地下储气库提前完成设备维护，排查整改泄漏、冻堵等安全隐患，保障供应安全。提高新能源出力预测精度，要求日前出力预测误差控制在5%以内，日内滚动调整，保障电网频率电压稳定。（三）应急调度预案建立分级响应机制，按照供需缺口规模分为四级响应：缺口0-3%启动四级响应，调用需求响应削峰；缺口3%-5%启动三级响应，安排非核心用户错峰生产；缺口5%-10%