从保供到转型：浙江电力正在经历一场底层重构

文/武魏楠

进入2025—2026年迎峰度冬周期，浙江电力系统再次站在高负荷考验的前沿。元旦假期以来，受强冷空气影响，全省用电负荷快速攀升，最高负荷已达到1.072亿千瓦，创下冬季历史新高。电力保供面临的压力依然不容低估。

与负荷刚性增长并行的，是浙江电力系统一系列“补短板、强能力”的基础设施建设动作。从省内煤电、燃气等常规电源能力提升，到抽水蓄能、核电送出等关键工程加快投运；从500千伏骨干电网持续完善，到省间现货、电力外送通道灵活调度，浙江正通过系统性投入，提升电力系统在极端天气和高峰负荷条件下的韧性与安全边界。

在新能源占比持续提高、用电曲线波动加大的背景下，迎峰度冬不仅是对短期保供能力的检验，也成为观察浙江电力基础设施体系和能源结构演进方向的重要窗口。

补强“底盘”：基建当先

从迎峰度冬准备情况看，浙江今年电力保供工作的一个显著特征，是围绕“顶得上、稳得住”持续夯实基础设施底盘。

在电网侧，500千伏骨干电网建设成为支撑今冬明春保供的关键抓手。根据材料披露，度冬前浙江已完成全年13项500千伏工程建设任务，天台抽水蓄能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一批关键工程相继投产。这些工程的集中投运，不仅增强了省内电源的送出能力，也显著提升了电网整体承载水平，为大负荷运行提供了更坚实的网架基础。

在电源侧，浙江着力补强调节性、支撑性电源能力。今年冬季，省内常规电源装机进一步提升，煤电装机增加300万千瓦，燃气机组装机增加159万千瓦。围绕迎峰度冬目标，相关机组在度冬前完成集中检修和消缺，下半年累计安排计划检修18台次、容量1127万千瓦，同时利用节假日窗口实施临时消缺41台次、容量2800万千瓦，最大限度确保机组在关键时段“能并尽并、能发尽发”。

抽水蓄能作为重要的系统调节资源，也在本轮迎峰度冬中承担起更重要角色。天台抽蓄机组已于去年12月下旬进入试运行阶段，预计今年1月上中旬转入商业运行，将为浙江电网提供新的快速调峰能力。在新能源波动性增强的背景下，抽水蓄能的投运对于平抑负荷尖峰、保障系统安全运行具有直接意义。

与此同时，浙江持续强化省间互济能力，通过市场化手段增购外来电。2025年，浙江通过省间现货市场购电137亿千瓦时，同比增长18%。迎峰度冬期间，已落实福建方向外来电增购约200万千瓦，并通过优化宾金、金塘直流运行方式，提高直流送电功率，今冬两回直流最大送电功率较中长期水平提升约500万千瓦。这一系列措施，使外来电在关键时段成为电力保供的重要补充力量。

综合来看，浙江迎峰度冬的基础设施建设，并非单点发力，而是围绕电源、电网、通道、调节能力的系统性补强，逐步提高在高负荷、极端气候条件下的运行安全边际。

能源结构演进

在迎峰度冬的现实约束下，浙江能源结构调整呈现出一个鲜明特征：不追求单一装机扩张，而是更加注重系统安全性和调节能力的协同提升。

从供给侧看，新能源装机规模持续增长，但在冬季“枯水、缺气、少光”的综合影响下，其出力特性对系统稳定性提出更高要求。材料显示，枯水期西南水电中长期送电功率较夏季下降约630万千瓦；受北方取暖需求影响，供浙天然气减少，燃机出力较夏季下降约250万千瓦；同时冬季光照条件偏弱，光伏平均出力较夏季下降约1100万千瓦。这意味着，在迎峰度冬阶段，浙江电力系统仍需依托多种电源协同发力。

在这一背景下，煤电、燃气等常规电源继续承担“托底”功能。通过加强机组状态管理、保障一次能源供应，浙江确保省内煤机、燃机在关键时段保持较高可用水平。特别是在燃气保障方面，迎峰度冬期间发电用气可满足每日2500—2650万立方米需求，在极端寒潮情况下，短期供气能力可提升至2800万立方米，更好发挥燃机顶峰作用。

与此同时，电力系统调节方式也在发生变化。需求侧资源被纳入常态化管理体系，虚拟电厂、移峰填谷等机制逐步成熟。按照材料披露，浙江已提前准备100万千瓦虚拟电厂市场化响应能力、400万千瓦移峰填谷资源，并形成600万千瓦需求响应、3700万千瓦有序用电方案，力争“备而不用”。这些措施并非单纯压负荷，而是通过市场化、柔性化手段，提高系统应对突发情况的弹性。

从结构演进角度看，浙江当前的能源调整路径，并非简单的“新能源替代传统能源”，而是在新能源占比提升的同时，同步强化调节性和支撑性资源建设。这种以安全为前提的结构演进，使得电力系统在高负荷条件下仍能保持总体平衡。

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