当前，浙江正面临冬季用电高峰的严峻考验。
记者从省能源局获悉，1月20日浙江全社会用电负荷达到1.08亿千瓦，再次刷新冬季历史纪录。
这已是入冬以来第三次突破最高纪录，反映出全省用电需求的快速增长趋势。
气象部门预测，今冬冷空气活动频繁且总体偏强，全省最高负荷可能进一步提升。
用电负荷的持续上升源于多重因素叠加。
一方面，强冷空气南下导致气温大幅下降，居民取暖需求集中释放；另一方面，年关前工业生产保持高位运行，两股力量相互叠加，推高了全社会用电需求。
从长期看，浙江近年来人口净流入带来的用电刚需不断增长，新能源汽车普及、超充等充电基础设施建设，以及算力中心、芯片制造等新兴产业的蓬勃发展，都在持续推高全社会用电需求。
与此同时，冬季供电面临的结构性困难也日益凸显。
受气候影响，冬季光伏、水电和燃气发电相比夏季受限，呈现"少光、枯水、缺气"的特征，这给电力保供带来了新的挑战。
观察用电曲线的变化可以发现，冬季用电特征正在发生深刻变化。
相比夏季，冬季用电曲线总体较为平缓，但这一特点正在改变。
2024年12月23日，浙江冬季最高负荷首次突破1亿千瓦大关，达到1.01亿千瓦；截至目前，今冬已有8天最高负荷超过1亿千瓦，"破亿"已成为常态。
每天的用电曲线显示，晚间用电高峰更加凸显。
太阳落山后，光伏发电能力下降，居民取暖需求集中释放，供用电呈现"紧平衡"状态。
由于今年春节时间较晚，在1月底、2月初全年气温最低的时期，工厂和学校仍在正常运转，这可能进一步抬高峰值、延长持续时间。
面对严峻的保供形势，浙江已经做好充分准备。
在发电端，新能源异军突起。
截至2025年底，全省风光新能源装机容量突破7099万千瓦，占省内总装机的39%，发电量占比达14.7%，发电能力达到历史最好水平。
其中，光伏装机超过煤电，成为全省第一大电源。
这标志着浙江能源结构优化升级取得重要进展。
火电仍然是能源保供的"压舱石"。
2025年下半年，浙江建成300万千瓦清洁燃煤机组和243万千瓦燃气机组，进一步增强了保供能力。
国能北仑电厂9号机组、浙能台二电3号机组等新机组在发电效率方面进一步提升，达到国内领先水平；国能安吉电厂1号机组则突破燃机单机规模纪录，发电效率再创新高。
这些高效清洁机组的投运，既增加了电力供应，又优化了能源结构。
自主发电之外，浙江还大批"扫货"外来电。
利用建成的5条特高压输电通道，浙江在确保年度已购电量落实的基础上，积极争取福建等周边省份的更多资源。
同时，瞄准低价时段从省间现货市场购电，截至目前，浙江冬季单日最大临时购电超800万千瓦，约占全国省间现货市场最大交易电力的70%。
这充分体现了浙江在全国电力市场中的重要地位和采购能力。
增供电的同时，浙江也在创新管用电的方式。
通过开展迎峰度冬需求侧管理，浙江汇聚了一批可调可控的用电资源。
在用电高峰时段，这些资源可以选择主动调整生产计划、短暂降低用电功率，为电网"减压"。
目前，浙江累计完成434万千瓦移峰填谷、655万千瓦需求响应资源储备。
全省40余家虚拟电厂聚合了168万千瓦零散的发用电资源，可以通过市场化参与，加入到削峰填谷中来。
市场机制在电力保供中的作用日益凸显。
2025年9月，浙江电力现货市场正式投入运行，成为长三角首个"转正"的省级电力现货市场。
当电价升高时，发电企业愿意多发电，用电企业则自主减少用电，从而实现对稀缺电力资源最灵活、最精准的配置。
这种市场化机制的运用，大大提高了电力资源的配置效率。
电力保供不仅关乎民生冷暖，更是经济平稳运行的重要保障。
浙江通过技术创新与机制改革双轮驱动，为迎峰度冬提供了有力支撑。
然而，随着用电需求的持续增长和能源结构的加速转型，如何进一步优化电力资源配置、提升系统韧性，仍是未来需要深入探索的课题。
这一实践也为其他地区应对季节性电力紧张提供了可借鉴的经验。