问题—— 入冬后取暖负荷集中释放叠加寒潮影响，能源需求呈现“快速抬升、峰值更高、持续时间更长”的特点。
数据显示，2026年1月以来，全国用电负荷在短时间内多次攀升并刷新冬季纪录：1月4日最大负荷达13.51亿千瓦；18日以来大范围降温带动负荷迅速上行，19日达13.79亿千瓦，20日首次突破14亿千瓦并升至14.17亿千瓦。
华北、西北、东北等区域电网以及新疆、西藏等省级电网频繁出现负荷创新高现象，全国日用电量也维持高位运行，冬季单日用电量一度首次突破300亿千瓦时。
与此同时，寒潮造成多地“断崖式”降温，城镇燃气与工业用气需求抬升，天然气主干管网迎峰保供压力明显加大。
原因—— 从需求侧看，居民采暖、公共服务保障和工业稳产共同推高“电热气”综合需求，低温使热泵、空调、电采暖等用电强度增加，峰谷差扩大；多地寒潮范围广、降温幅度大，带来同时性较强的集中用能。
从供给侧看，冬季能源保供不仅要“有资源”，更要“有通道、可调度、能应急”。
寒潮天气下设备结冰、管道冻堵、线路覆冰等风险上升，电网和管网运行需要更高的安全冗余与更精细的调度能力。
电力系统还需兼顾民生用能优先与重点产业链稳定，天然气系统则面临峰值时段压缩机组高负荷运行、区域供需错配等挑战。
影响—— 能源需求高位运行，对电力跨区平衡能力、应急备用能力和终端保供服务提出更高要求；对天然气管网的输送与调峰能力、关键场站的低温防护能力提出更严标准。
若应对不及时，可能影响居民采暖舒适度、城市公共服务稳定性，以及部分对能源连续性要求较高行业的生产节奏。
另一方面，高峰负荷频现也提示我国冬季能源结构与需求侧管理仍有提升空间，需要在保障安全的同时提高系统韧性与效率。
对策—— 一方面，电力系统以“跨区互济+统筹调度”增强支撑。
电网企业通过跨区跨省输电通道对重点地区实施电力支援，近期跨区最大输送电力保持在1.2亿千瓦以上，发挥大电网资源优化配置优势，提升寒潮期间的保供能力。
同时，各地电网强化设备运维与应急处置，围绕负荷快速爬坡特点做好预测预警，确保电源、电网、负荷协同响应，最大限度减少极端天气对供电可靠性的影响。
另一方面，天然气保供以“增供稳输+安全运维”压实底座。
20日主干管网单日供气量升至10.67亿立方米，创历史新高。
为应对低温可能引发的设备冻堵风险，各地加强管网巡检与隐患排查，对关键场站、阀室及埋地管道开展覆盖式检查，对阀门、仪表等易冻部位加装伴热装置并实施预防性维护。
在调控层面，通过效率监测平台实时掌握压缩机组运行状态，动态优化流程和机组配置，保障超150台压缩机组运行平稳，并提前提升管存水平至36亿立方米以上，以更强调峰能力对冲需求波动。
同时，保供工作还需强化“源网荷储”“气源管网储气”统筹，在关键时段优先保障民生用能，兼顾重点行业和公共服务单位能源需求，推动电气协同、冷热联供、需求侧响应等措施协同发力，把“峰值压力”转化为“系统可控”。
前景—— 气象预报显示冬季冷空气活动仍可能阶段性增强，迎峰度冬任务依然艰巨。
面对极端天气可能带来的不确定性，下一步应在三方面持续加力：其一，完善多能互补的保供体系，提升电力跨区调配与天然气调峰储备能力，增强关键城市群与重点工业基地的能源韧性；其二，推动设备防寒、防冻、防覆冰等能力升级与数字化监测应用，提升预测预警与快速处置水平；其三，健全需求侧管理与节能引导机制，通过分时电价、负荷响应、公共机构带头节能等方式削峰填谷，降低极端峰值对系统的冲击，形成更可持续的冬季用能模式。
寒潮下的能源保供大考，既是对基础设施韧性的检验，更是对国家治理能力的锤炼。
从实时数据监测到跨区域协同调度，中国能源体系正以高效响应诠释“人民至上”的治理理念，也为全球应对气候挑战贡献东方智慧。