【问题】 1月初的强冷空气使浙江多地气温骤降，全省最高用电负荷突破1亿千瓦，较去年同期增长617万千瓦。
与夏季空调负荷集中不同，冬季电力保供面临更复杂局面：春节延后导致生产与取暖高峰叠加，水电枯水期出力下降，天然气供应受北方取暖需求挤压，光伏发电效率因光照不足降低。
【原因】 能源结构季节性短板是根本矛盾。
浙江作为经济大省，2025年电网固定资产投资达468.4亿元，但传统能源调节能力有限。
数据显示，省内燃机顶峰能力需维持在2500万方供气量，极端情况下需提升至2800万方才能满足需求。
【对策】 1. 夯实传统能源基础 省内新增煤电装机300万千瓦、燃机159万千瓦，严格执行电煤热值5200大卡标准。
天台抽水蓄能电站1号、2号机组投入试运行，三门核电二期送出工程竣工，形成多能互补格局。
2. 拓展能源调配网络 依托宾金、金塘直流等跨省通道，最大送电功率提升500万千瓦。
灵绍特高压工程绍兴换流站实现21天满功率运行，日均送电1.7亿千瓦时。
省内500千伏潘村、杭湾输变电工程强化骨干网架。
3. 创新调节机制 投运宁波宁海、丽水缙云等抽蓄电站，新增装机260万千瓦。
用户侧储能设施如"电力海绵"般削峰填谷，虚拟电厂通过实测认证可调能力，电力现货市场规则完善激发供需活力。
【前景】 该体系已显现成效：今冬燃机顶峰能力提升100-150万千瓦，抽蓄电站最大出力达698万千瓦。
随着《浙江省虚拟电厂运营管理实施细则》实施，预计2026年可聚合超500万千瓦可调节负荷，为新型电力系统建设提供示范。
冬季“紧平衡”并非不可逾越的关口，关键在于把风险前移、把能力做实。
以可靠电源托底、以坚强电网贯通、以储能与需求响应增强弹性、以市场机制提升效率，是应对不确定性的系统之道。
持续完善多元协同的保供体系，不仅关乎一省一域的用电安全，也为推进能源转型与高质量发展提供了更坚实的支撑。