问题——寒潮来袭叠加生产用能，冬季电力供需进入紧平衡。
近期强冷空气南下，浙江出现明显降温，居民取暖负荷快速抬升；同时，年关前部分行业赶工生产、学校和公共机构用能保持，推高用电需求。
1月20日，全省全社会用电负荷达到1.08亿千瓦，冬季用电再创新高，折射出冬季最高负荷“破亿”正从阶段性现象向常态化演进。
气象部门预计今冬冷空气活动偏频繁偏强，后续高负荷仍可能上探，电力保供面临持续压力。
原因——需求端“新增量”与供给端“季节性约束”叠加，晚高峰特征更突出。
一方面，人口净流入带来生活用电刚性增长，新能源汽车保有量提升、超充等充电基础设施加速布局，算力中心、芯片制造等新兴产业用电增长较快，推动电力需求总量与峰值同步上行。
另一方面，冬季可再生能源与部分常规电源存在天然限制：日照时间缩短导致光伏出力在傍晚后快速回落，枯水期使水电出力受限，气温偏低又可能推高燃气保供压力。
供给“下降”和需求“上升”在同一时段交汇，使得晚间尖峰更易凸显。
与夏季相比，冬季负荷曲线原本较平缓，但随着电气化水平提升和生活取暖方式变化，峰谷差、尖峰强度呈放大趋势。
尤其今年春节较晚，全年气温最低的时段仍处于生产生活高位运行期，可能抬高峰值并延长高负荷持续时间。
影响——保供要求从“保总量”转向“保峰值、保时段、保韧性”。
电力难以大规模储存，电网运行强调“分秒平衡”。
当晚高峰持续走高、供需紧平衡加剧时，电力系统对调峰能力、备用容量、跨区通道利用效率、负荷侧可调资源的依赖度显著提升。
若应对不当，可能增加局部电网运行风险，抬升企业用能成本与生产安排不确定性，并对居民取暖等民生用能保障提出更高要求。
因此，迎峰度冬不仅是一次阶段性压力测试，也是对能源结构转型背景下系统调节能力的一次综合检验。
对策——增供给、强通道、活市场、控需求，合力提升系统弹性。
浙江从供给侧和需求侧同步发力，构建多层次保供体系。
其一，夯实省内电源基础，形成“煤电稳底、气电补峰、新能源扩量”的组合支撑。
近年来风电、光伏装机规模快速增长，新能源供给能力达到较好水平；同时，清洁高效煤电机组和燃气机组陆续投运或实现效率提升，继续承担关键时段的顶峰与调峰任务，为电网安全稳定运行提供“压舱石”作用。
其二，强化省际互济与资源配置能力，扩大外来电保障。
依托特高压输电通道和跨省交易机制，在落实年度购电的基础上，积极争取周边省份增量资源，并利用省间现货市场在低价时段开展临时购电，提高资源配置的灵活性和经济性，增强极端天气下的电力支撑。
其三，做强需求侧管理，把“可调负荷”变成“系统资源”。
通过移峰填谷、需求响应等机制，推动部分企业在高峰时段优化生产组织、短时降低负荷，为电网削峰减压。
同时，虚拟电厂聚合分散的发用电资源，让更多可控负荷以市场化方式参与调节，提高调节资源的组织效率和响应速度。
其四，完善市场机制，用价格信号引导供需双向调节。
电力现货市场运行后，电价能够更及时反映供需关系：在供应紧张时段，价格信号有助于激励发电侧增发、引导用户侧节用或错峰，实现稀缺电力资源更精准的配置，促进系统在高负荷时段保持稳定。
前景——冬季“破亿”或成常态，关键在于提升调峰能力和系统协同水平。
随着电气化进程加快和新兴产业集聚，浙江用电需求仍将保持增长态势，冬季晚高峰压力可能长期存在。
面向未来，电力保供需要从“应急式保障”向“体系化能力建设”升级：一是持续提升灵活调节能力，推动源网荷储协同发展，增强对新能源波动的适应能力；二是进一步健全跨省互济机制和通道利用策略，提升极端天气下的资源调配效率；三是深化市场化改革，扩大需求响应覆盖面和虚拟电厂参与度，让更多用户成为电力系统的“主动参与者”。
在多重措施协同发力下，电力供需紧平衡有望保持在可控区间，为经济稳定运行和群众温暖过冬提供坚实支撑。
电力难以大规模储存，保供的关键在于每分每秒都要让发电能力精准匹配用电需求。
浙江通过加快新能源发展、优化传统能源结构、拓展外来电通道、创新需求侧管理和完善市场机制等多措并举，已经形成了供给充足、结构优化、调度灵活的冬季电力保供体系。
这不仅确保了当前冬季的电力安全稳定供应，更为长远看，为浙江经济社会持续健康发展奠定了坚实的能源基础。