一、负荷激增凸显能源保障压力 1月20日至21日，安徽电网连续创下两项冬季用电纪录：最大负荷达5682万千瓦，较历史峰值增长2.46%；晚峰负荷5581万千瓦，日用电量11.95亿千瓦时，同比增幅达6.45%。
这一数据反映出极端天气下民生供暖与工业生产用电需求叠加效应。
二、气候与需求双重驱动因素 气象数据显示，本轮寒潮导致安徽多地气温骤降10℃以上，居民采暖用电负荷占比超总负荷35%。
与此同时，省内制造业持续回暖，重点工业企业保持高开工率，形成"民生+工业"双轨用电增长模式。
专家指出，新型电力系统建设背景下，极端气候与经济发展对电网调节能力提出更高要求。
三、立体化保供体系高效运转 面对供需压力，国网安徽电力实施"内外双循环"保障策略： 1. 内部挖潜方面，全省58台火电机组全容量并网，燃气机组顶峰能力达192万千瓦，新型储能系统释放180万千瓦调节能力。
通过严格调度纪律，机组非计划停运率同比下降42%。
2. 外部协同方面，依托长三角电力互济机制，通过华东备用市场等渠道争取外电1094万千瓦，占晚峰负荷总量的19.6%。
四、科技赋能提升应急响应水平 在濉溪、天长等重点区域，供电部门运用无人机巡检、红外测温等技术对吉泉直流等关键线路实施全天候监测。
针对皖南山区覆冰风险，提前部署12支专业融冰队伍，储备应急发电车136台。
政企日会商机制实现气象预警与电力调度的分钟级联动。
五、前瞻布局应对长期挑战 业内人士分析，随着新能源占比提升和气候不确定性增加，电网需构建更灵活的"源网荷储"协同体系。
安徽计划2024年投产500千伏电网项目3个，新增储能装机50万千瓦，并探索虚拟电厂等新型调节手段。
冬季负荷屡创新高既是对电力系统保障能力的一次压力测试，也是一面映照治理能力的“镜子”。
在极端天气与用电需求波动交织的新常态下，唯有坚持底线思维，前移风险防控关口，强化源网荷储协同与跨区互济，才能在关键时刻稳住电力供应、守护民生温度，为经济社会平稳运行提供更坚实的能源支撑。