在国家能源局近期召开的新闻发布会上，一组关于能源转型与电力供需的数据引发关注。数据显示，今年上半年我国能源结构持续优化，煤电发电量占比首次跌破50%大关，降至49.7%，发电量达2.5万亿千瓦时。这一变化标志着我国能源体系正加速向绿色低碳方向转型，可再生能源发电量占比则突破40%关口，达到41.2%，总量近2万亿千瓦时。其中，风电与光伏发电合计贡献1.25万亿千瓦时，同比增长9.3%，成为清洁能源增长的主力军。
能源投资领域同样呈现积极态势。国家能源局发展规划司相关负责人透露，尽管去年投资基数较高，但今年上半年能源重点项目投资仍保持正增长，为宏观经济稳定运行提供有力支撑。具体来看，新型电网建设成为投资热点，电网基础设施、充换电设施及新型储能领域投资同比分别增长13.5%、21.8%和74.3%。氢能产业表现尤为亮眼，投资增速超过160%，展现出强劲的发展潜力。
用电需求方面，受经济回升与高温天气双重影响，多地用电负荷持续攀升。全国用电负荷三次刷新历史纪录，最高达15.53亿千瓦，较去年峰值增加约4500万千瓦。区域层面，华东、华中等四个地区用电负荷累计七次创新高；省级电网中，辽宁、江苏等15个省份用电负荷共三十二次突破历史极值，凸显今夏电力供应面临的挑战。
针对迎峰度夏形势，电力司负责人分析指出，当前电力供需走势与前期预测基本吻合。若遭遇持续性高温天气，全国最大用电负荷预计将达16亿千瓦左右，较去年增加9000万千瓦。尽管需求增长显著，但通过广东、安徽等地的“一省一策”保供措施，以及供需偏紧时段的灵活调控，全国电力供需总体保持平衡状态。
为保障电力供应稳定，国家能源局推动电力市场机制创新。综合司相关负责人介绍，目前跨省跨区中长期交易、省间现货交易及区域互济交易已实现全年无休、每日开市，山西、山东等19个省份的中长期市场也同步跟进。这一调整使市场交易频次大幅提升，有效增强了电力跨区错峰互补与区内灵活调配能力。过去中长期交易主要在工作日组织，周末及节假日调整空间有限，自然日连续开市后，经营主体可根据实时情况优化交易策略，减少因交易窗口不足导致的偏差。
“这一变革不仅意味着周末可参与交易，更标志着中长期市场正从年度、月度计划向月内、按日、分时段交易延伸。”该负责人强调，市场与现货的衔接更加紧密，资源价值发现机制进一步完善，电力市场正朝着精细化、灵活化方向演进。另据国家能源局数据，2026年上半年我国电力市场交易电量达3.68万亿千瓦时，同比增长24.2%，市场活力持续释放。
