01 负荷双高峰：冬季保供的隐性挑战
与夏季用电高峰相比，冬季14.17亿千瓦的负荷虽低于夏季的15.08亿千瓦，但保供压力实则更为复杂。冬季处于传统枯水期，水电出力受限，储能调节能力下降；同时，寒潮天气常伴随无风、少光照现象，风电与光伏发电的不稳定性凸显。更严峻的是，雨雪冰冻等自然灾害易对输电线路造成物理破坏。这些因素叠加，使得冬季电力供应体系的脆弱性显著增加，需要更精细的预警与调度机制支撑。
02 资源禀赋失衡：“一省一策”的必然选择
我国能源资源分布与用电需求呈现明显空间错配：西部、北部地区富集风光煤电资源，而用电负荷中心集中在东部沿海。这种结构性矛盾要求保供措施必须因地制宜。例如，资源大省需重点保障外送通道稳定，受端省份则要强化应急电源与需求侧管理。通过“一省一策”的差异化策略，才能实现跨区域资源的优化配置，避免“一刀切”政策导致的局部供需失衡。
03 电网韧性基石：特高压与微电网的双重保障
应对负荷峰值的关键底气，来源于多年来构建的多层级电网体系。特高压输电技术实现了西北新能源、西南水电向中东部的远距离、大容量输送，成为跨区调配的“主动脉”。与此同时，500千伏主干网架不断强化，配电网持续升级，微电网的快速发展则提升了局部区域的自治与恢复能力。这种“大电网+微电网”的协同模式，在统一调度系统的高水平运作下，形成了全局稳定与局部灵活兼备的保障网络。
04 能源转型现实：煤电的支撑作用与渐进退出
在碳中和目标下，煤电的长期收缩趋势明确，但其现阶段的作用仍不可替代。2024年煤电发电量占比约60%，利用小时数已降至4400小时左右，反映出其为风电、光伏消纳“让路”的调节属性。当前风电光伏占比约18%且持续提升，但在储能与消纳技术尚未完全突破的过渡期，煤电仍是应对季节性、极端性负荷需求的压舱石。未来，随着新能源占比扩大与柔性电网建设成熟，煤电将逐步从主体电源转向调节性电源。
10万亿千瓦时的用电量背后，是中国经济脉动的强劲节奏，也是对能源体系韧性的全面检验。冬季负荷三创新高既暴露了转型期的结构性问题，也凸显了电网基础设施的战略价值。在AI竞赛加剧全球电力需求的未来，中国凭借制造业基础与电网建设优势，或将在能源支撑层面形成独特竞争力。然而，如何平衡短期保供与长期转型，仍是需要持续探索的命题。
