新一轮强冷空气南下，浙江经历明显降温。
取暖需求与年关前工业生产相叠加，全社会用电负荷持续攀升。
省能源局数据显示，1月20日浙江全社会用电负荷再创冬季历史新高，达1.08亿千瓦，这已是入冬以来第三次刷新冬季最高纪录。
根据气象部门预测，今冬冷空气活动频繁且总体偏强，全省最高负荷仍有进一步提升空间。
从近两年数据看，浙江冬季供用电形势呈现新变化。
2024年冬季，浙江用电负荷首次突破1亿千瓦大关。
进入2025年，负荷水平更高、波动曲线更陡峭。
截至目前，今冬已有8天最高负荷超过1亿千瓦，冬季"破亿"正逐步成为常态。
这一趋势反映出浙江经济社会发展对电力的持续旺盛需求。
冬季用电特征与夏季存在明显差异。
观察用电曲线可以发现，冬季用电曲线相对平缓，高峰持续时间较短。
但近年来这一特征正在改变。
晚间用电高峰日益凸显，这与太阳落山后光伏发电能力下降、居民取暖需求集中释放的时间重合有关。
一升一降之间，电网供用电呈现"紧平衡"状态。
由于今年春节时间较晚，1月底至2月初正值全年气温最低时期，工厂和学校仍在正常运转，这将进一步抬高电力需求峰值、延长高峰持续时间。
浙江用电需求上升的深层原因是多方面的。
从需求端看，持续的人口净流入带来了增长的用电刚需。
新能源汽车的普及、"超充"等充电基础设施的建设，以及算力中心、芯片制造等新兴产业的蓬勃发展，都在推高全社会用电需求。
从供给端看，冬季原本就存在"少光、枯水、缺气"等特征，光伏、水电和燃气发电相比夏季受限，这给迎峰度冬电力保供带来了挑战。
面对冬季用电高峰的压力，浙江已做好充分准备。
在发电端，浙江坚持多元化、多渠道供电战略。
风光新能源"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。
其中光伏装机容量已超过煤电，成为全省第一大电源，展现了浙江能源结构优化升级的成果。
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，进一步提升了电力保供能力。
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，发电效率也再创新高。
这些新型高效机组的投运，有效增强了浙江冬季电力供应的稳定性。
自主发电之外，浙江还积极引进外来电。
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，借用其他省份通道的空余时段，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灵活的采购策略。
在供应端发力的同时，浙江也在需求端做文章。
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，从而为电网"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，建立了较为完善的需求侧响应体系。
全省40余家虚拟电厂聚合了168万千瓦零散的发用电资源，也可以通过市场化参与，加入到削峰填谷中来。
市场机制在电力资源配置中的作用日益凸显。
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。
这一市场化机制的运行，使电力供需的平衡更加高效。
迎峰度冬是一场对资源统筹、调度能力和治理体系的综合检验。
负荷不断攀升的背后，是经济社会活力与民生需求的同步增长；而能否稳住电力“基本盘”，考验的是对风险的前瞻研判与对系统的精细治理。
把保供做在前、把调节做得细、把机制用得活，才能在寒潮来袭与用能升级的双重挑战下，守住万家灯火与产业脉动的稳定底线。