这个冬天，浙江凭什么不怕用电“紧平衡”？

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（来源：预见能源）

清晨，国网浙江电力的调度大屏上，代表电网负荷的曲线开始爬升，一度突破10722万千瓦，创下冬季历史新高，这背后是一套远超传统模式的电力保供体系在运转。

元旦刚过，一股强冷空气让浙江多地气温骤降。国网浙江省电力公司的调度中心内，负荷曲线却逆势上扬，直冲历史峰值。1月5日，全省最高用电负荷达到10722万千瓦，较去年冬季峰值高出整整617万千瓦。

与夏季主要依靠空调降温的集中负荷不同，冬季的保供形势更为复杂。生产高峰因2026年春节较晚而与取暖高峰高度重叠，高峰周期被拉长。与此同时，水电、燃气、光伏这些调节资源在冬季都进入了“乏力期”——水电因枯水期出力下降，天然气受北方取暖需求挤压供应减少，光伏则因光照短、气温低而效率大减。

那么，面对如此复杂的冬季保供形势，浙江的底气究竟从何而来？答案在于，它已不再依赖单一途径，而是构建了一套“多层次、全天候、高弹性”的现代电力保供体系。

这套体系融合了稳固的电源基石、智慧的电网动脉、灵活的市场机制与海量的可调节资源，实现了从“被动应对”到“主动驾驭”的根本性转变，从而在“紧平衡”中稳住了阵脚。

传统煤电稳底盘

新兴蓄能增弹性

浙江的电力供应版图上，传统煤电依然扮演着“压舱石”的关键角色。

这个冬季，浙江省内煤电装机新增了300万千瓦，燃机装机增加了159万千瓦，背后是对发电品质和可靠性的严苛要求。

在电煤管理上，浙江明确要求热值不低于5200大卡。为保障燃机顶峰能力，浙江确保冬日最大供气量维持在2500-2650万方，并制定了应急预案：如遇极端寒潮，短期供气可增至2800万方，以更好发挥新投运的9H燃机作用。

这些措施使得浙江的燃机顶峰能力在这个冬季提升了100-150万千瓦。

与此同时，一批“硬核”电源项目正加速落地。天台抽水蓄能电站的#1、#2机组已于去年12月下旬进入15天试运行，预计今年1月上中旬可正式投入商业运行。

三门核电二期送出工程第二阶段也在去年12月10日完成投产。

特高压千里送电

储能站就地调节

浙江的能源版图早已超越省界。这个冬季，浙江的跨省购电网络已覆盖全国七大区域。

宾金、金塘两回直流线路在这个冬季的最大送电功率已超过1000万千瓦，较中长期协议水平提高了整整500万千瓦。从宁夏到浙江的灵绍特高压工程，其绍兴换流站已有21天在晚高峰时段开启800万千瓦满功率运行，日均送电量高达1.7亿千瓦时。

在省内电网建设上，浙江同样不遗余力。2025年，浙江电网计划固定资产投资468.4亿元，其中电网投资达457.6亿元。500千伏潘村输变电、杭湾输变电等重点工程已在夏季用电高峰期前投运，进一步补强了全省电网结构。

储能系统正成为电网的“柔性调节器”。去年以来，浙江相继投运了宁波宁海、丽水缙云等抽水蓄能电站，新增抽蓄装机260万千瓦。今夏以来，这些“巨型充电宝”的最大出力已接近698万千瓦。

在用户侧，储能的发展同样迅速，这些分散在工商业企业中的储能设施，如同一块块“电力海绵”，在电价低谷时充电，在高峰时放电，既缓解了电网压力，也为企业降低了用能成本。

虚拟聚合资源

市场激发活力

浙江的电力保供版图上，一场“静悄悄的革命”正在进行。主角是看不见摸不着却真实存在的虚拟电厂。

2025年6月，浙江正式发布《浙江省虚拟电厂运营管理实施细则（试行）》。这份文件的意义在于，它首次系统性地明确了虚拟电厂从“注册接入-能力认证-运行管理-交易管理-保供管理-退出管理”的全流程闭环管理要求。

规则的核心创新是“大数据+实测”的可调能力曲线双认证机制。这意味着虚拟电厂的调节能力不再仅仅依靠理论计算，而是必须通过实际测试验证，确保在电网需要时能够“调得动、用得上”。

电力市场的规则也在持续完善。2025年底，浙江能源监管办完成了《浙江电力现货电能量市场交易实施细则》等三项细则的修订工作。

在金华武义县，一座占地40亩的巨型储能电站正悄然释放能量。这个被称为“电网充电宝”的武义200MW/400MWh欣元储能站，配置了88个电池舱和44个变流升压一体舱。在新能源装机占比较大的金华电网，它如同“电力海绵”，平抑着风光发电的剧烈波动。

从“源随荷动”到“源网荷储互动”，浙江的电力保供思路已发生根本转变。当冬季的负荷高峰再次来临，浙江电网的调度员面对的不再是单向的负荷曲线，而是一个充满弹性、可双向调节的复杂系统。