入冬以来，冷空气频繁南下，浙江多地气温明显下降，取暖需求快速增加；叠加工业生产和公共服务用电，全社会用电负荷持续上升。1月20日，浙江全社会用电负荷达到1.08亿千瓦，刷新冬季历史最高纪录，这已是今冬第三次改写纪录。气象部门预计，后续冷空气活动仍将偏多偏强，负荷继续上升的可能性存。 更值得关注的是，冬季电力保供正从"阶段性紧张"演变为"常态化高位运行"。与往年相比，浙江冬季用电负荷"破亿"出现得更早、次数更多，晚高峰也更加尖锐。由于电力难以大规模储存，保供的关键在于保持发电、输电与用电在每个时刻的动态平衡，任何一端的波动都可能放大系统压力。 此局面的形成既有气象与季节因素，也有结构性变化的推动。供给侧面临"少光、枯水、缺气"的特征：冬季光照时长缩短导致光伏出力下降，枯水期影响水电发电，气源与用气高峰叠加限制了燃气电厂的出力弹性。 需求侧的变化更加值得关注。人口净流入带来稳定增长的生活用电需求；新能源汽车保有量上升与充电基础设施加快布局，使交通能源电气化对电网形成新的峰谷影响；算力中心、芯片制造等新兴产业用电强度高、连续性强，推升了基础负荷。此外，居民调温用电具有随机性与集中性，尤其在日落后光伏出力回落、取暖需求集中释放的时段，供需更容易出现"紧平衡"。 冬季负荷曲线正在发生变化：过去相对平缓、峰值持续时间较短的特征有所弱化，晚高峰凸显、峰值上升更快。加之今年春节偏晚，1月底至2月初往往处于全年最冷时段，工厂、学校等仍可能保持较高运行强度，峰值或继续抬高并延长持续时间。这不仅考验电源保障能力，也对跨区输电通道利用、机组顶峰能力、需求侧响应速度提出更高要求。 面对这些挑战，浙江在"增供给、稳通道、优调度、强管理"上同步发力。在电源侧，风光新能源加速发展，装机规模和发电能力达到历史较好水平，光伏已成为省内重要电源。同时坚持以火电作为保供"压舱石"，通过新建与改造提升机组效率和顶峰能力。在电力外购上，依托特高压等跨省输电通道，统筹年度购电与临时增购，主动对接周边省份资源，并利用省间现货市场低价时段灵活采购。浙江冬季单日最大临时购电能力已达到较高水平，为应对极端天气提供了重要支撑。 在需求侧，浙江推进迎峰度冬用电管理，聚合可调可控负荷资源，形成移峰填谷与需求响应的双重保障。通过引导企业在高峰时段优化生产计划、短时降低用电功率，为电网"减压"；虚拟电厂等新型主体将分散的发电与用电资源聚合起来，增强市场化参与削峰填谷的能力。电力现货市场运行使价格信号更直接传导到发用两端：在供需偏紧时，通过电价引导发电增发、用户节用，提升资源配置效率和响应速度，为冬季保供提供制度支撑。 展望未来，随着新能源占比提升、电气化水平加快以及新兴产业扩张，浙江用电需求仍将保持增长，冬季负荷高位运行可能成为新常态。下一阶段，电力系统需要在"保供"与"转型"之间实现更高水平的统筹：一上继续补强顶峰能力、跨省互济与应急调度，提升极端天气下的韧性；另一方面加快推动源网荷储协同、完善需求响应机制、提升电网对新能源的消纳与调节能力，以更低成本、更高效率守住民生和产业用能底线。
浙江的电力保供实践表明，现代能源体系建设需要兼顾技术创新与机制改革；在气候变化与产业转型的双重压力下，唯有坚持"先立后破"原则，才能实现安全与绿色的动态平衡。这场迎峰度冬攻坚战既是对基础设施的检验，更是对治理能力的考验。