当前正值迎峰度冬能源保供的关键时期；浙江省能源部门近日发布信息显示，受北方采暖季叠加南方地区居民取暖用电需求攀升的影响，浙江省电力消费延续刚性增长态势。1月5日，浙江省最高用电负荷达到10722万千瓦，较去年冬季峰值高出617万千瓦，创下冬季用电负荷历史新高。此数据反映出浙江作为经济大省、用电大省所面临的能源需求压力。 浙江省能源部门负责人表示，今年冬季电力保供主要有三方面挑战。首先是负荷增量明显。由于上年冬季气温偏暖、负荷基数偏低，今年冬季午晚峰最高负荷预计同比增幅将达到两位数。其次是高峰周期拉长。2026年春节较晚，生产高峰与取暖高峰重叠，带动全省用电高峰期明显延长。第三是省外来电存不确定性。华东区域电力供需总体偏紧，叠加冬季枯水期影响，主要送端地区供需处于紧平衡状态，省外购电需动态统筹。 浙江的能源结构也增加了保供难度。作为经济大省，浙江本地能源资源相对有限，省外来电占比约三分之一，电力供应对外部条件依赖较高。同时，浙江夏冬“双峰”特征更加突出，极寒极热带来的调温负荷上升，深入加大供需平衡压力。冬季“枯水、缺气、少光”因素叠加：西南水电中长期送电功率较夏季下降约630万千瓦；天然气供应受北方取暖需求影响有所减少，燃机出力较夏季下降250万千瓦；光伏平均出力较夏季下降约1100万千瓦。 为应对上述挑战，浙江采取系统化、多层次的保供举措。在科学调度上，高效运行省电力保供专班联合办公机制，通过“日调度、周例会、月复盘”的闭环管理提升调度精准度。内外挖潜上，开展机组健康状态评估和秋季计划检修，强化机组缺陷管理考核，督促发电企业做好存煤质量管理；同时足额落实国家跨省区优先发电计划，用好外来电通道，并结合需求精准增购省间现货。 重大电源项目建设为保供提供支撑。去年下半年，浙江投产电力装机超过1000万千瓦，其中支撑性、调节性电源531.5万千瓦。国网浙江省电力公司加强电源接入等项目统筹，度冬前全年13项500千伏工程已全部完成。天台抽蓄500千伏送出工程、三门核电二期500千伏送出工程第二阶段等重点工程相继投产。梅溪、婺城两台燃气机组按期投运，梅溪#2机和三澳核电#1机有序调试，天台抽蓄#1、2机进入试运行阶段。 一次能源保障上，浙江也作出针对性安排。电煤方面，确保电煤热值高于5200大卡，推动省内煤机挖潜100万千瓦。发电用气方面，保障冬日最大供气2500—2650万方，遇极端寒潮短期供气可提高至2800万方；新投9H燃机顶峰能力提升100—150万千瓦。需求侧管理同步加强，常态化运行虚拟电厂市场化响应机制，移峰填谷能力达100万千瓦。 省外来电增购成为重要补充。2025年，浙江省间现货市场购电量137亿千瓦时，同比增长18%，对全省电力保供形成支撑。目前已落实12月和1月福建方向外来电增购约200万千瓦。国网浙江省电力公司对应的负责人综合研判认为，迎峰度冬期间浙江电力保供总体形势为“发电能力有提升，保供压力有缓解，综合施策可平衡”。
迎峰度冬考验的不只是装机规模，更考验系统调度、燃料保障、市场机制和社会协同的综合能力；把“不确定性”前置为“可预案、可响应、可调节”的具体行动，才能在负荷增长与外部约束并存的冬季保供中稳住基本盘、守住民生线，为经济平稳运行和能源绿色转型争取更充足的空间。