问题——供需平衡面临冬季“硬约束”叠加。
进入采暖季后，北方集中供暖与南方分散取暖用电需求同步上行，电力系统迎来年度保供关键窗口。
浙江作为经济大省、用电大省，近年来夏冬“双峰”特征更趋明显，极端天气下调温负荷上冲快、持续时间长。
近期强冷空气带动用电快速攀升，1月5日全省最高用电负荷达到10722万千瓦，较上一冬季峰值增加617万千瓦，刷新冬季纪录。
有关部门预计，今冬浙江午、晚峰最高负荷同比增幅或达两位数，保供工作需在更高基数、更长周期内统筹推进。
原因——需求侧刚性增长与供给侧季节性减量交织。
一方面，经济社会运行与居民生活用电维持增长势头，叠加去年冬季偏暖形成的较低基数效应，使得今年负荷增量更为显著；同时，2026年春节较晚，生产高峰与取暖高峰重叠，预计用电高峰“拉长”，对电源连续可靠出力与电网调峰能力提出更高要求。
另一方面，冬季电力供给天然存在“枯水、缺气、少光”等季节性制约：枯水期水电来水偏少，跨区水电送受能力较夏季阶段性回落；天然气资源在全国范围内向北方供暖倾斜，燃机可用气量和出力存在回落压力；光伏受日照时长减少和气温等因素影响，平均出力明显下降。
与此同时，华东区域整体供需偏紧，送端地区也处于紧平衡状态，省外来电的可获得性、价格和时段结构存在不确定性。
浙江本地能源资源相对有限，外来电占比约三分之一，这一结构特征使得外部供需变化更易传导至省内保供压力。
影响——高峰期系统弹性要求提升，稳价压力同步显现。
冬季负荷的峰谷差扩大，会放大调峰、调频和备用需求，若极端寒潮导致负荷“跳升”，电源可用出力边际趋紧，系统运行安全裕度会阶段性收窄。
对企业生产而言，供电可靠性与电价稳定直接关系到成本预期与订单交付；对居民生活而言，取暖等民生用电需求上升，保供质量与服务响应速度更受关注。
因此，保供不仅是电量保障，更是对电源结构、网架承载、燃料供应、市场交易与需求侧响应等综合能力的集中检验。
对策——以“调度为纲、项目为基、内外挖潜、需求响应”打组合拳。
浙江有关部门提出，迎峰度冬保供要坚持系统观念，形成跨部门、跨主体的协同机制。
其一，强化科学调度与运行管理，建立高效运转的联合办公和闭环管理机制，通过日常滚动研判、周度会商和月度复盘实现精准调度，提升对负荷波动与天气变化的响应速度。
其二，推进电源侧“满发满供”，一方面加强机组健康评估与检修安排，严控缺陷影响，提升煤机等常规电源顶峰能力；另一方面强化电煤品质与库存管理，确保关键时段燃料供应稳定。
其三，统筹省内外资源配置，落实跨省区优先发电计划，用好外来电通道，结合负荷实际精准增购省间现货电量，并对外部来电不确定性进行动态统筹，提升资源配置韧性。
其四，抓紧重大电源和电网工程投产见效，推动抽水蓄能、核电送出以及燃机等项目按期并网和商业运行，增强支撑性与调节性电源能力。
其五，做实需求侧管理，完善多层次需求侧管理体系，常态化运行虚拟电厂等市场化响应机制，提升移峰填谷能力，为高峰时段提供可调用的“负荷侧资源”。
从电网企业层面看，国网浙江电力综合研判认为，今冬保供总体呈现“发电能力有所提升、保供压力相对缓解、综合施策可实现平衡”的态势，但仍需警惕冬季不利因素叠加放大的风险。
当前浙江省内常规电源装机继续提升，煤机、燃机等新增装机对顶峰能力形成支撑。
与此同时，针对冬季水电、天然气和光伏出力下滑的情况，电网企业提前完善极寒天气应急预案，并在一次能源保障、机组并网服务、重点工程建设和省外来电增购等方面同步发力。
有关方面介绍，通过加强电煤热值与库存管理、提升煤机挖潜能力，强化冬季供气保障并在极端寒潮下提高短期供气水平，可进一步释放燃机顶峰能力；同时，近年来省间现货购电量增长，为保供提供了可调度的外部补充资源，部分方向的增购安排也在落实推进中。
前景——以更强系统治理应对更频繁极端天气挑战。
综合判断，浙江迎峰度冬电力保供仍将呈现“高负荷常态化、峰值更高、持续更久、结构更复杂”的新特点。
随着电源结构持续优化、抽蓄等调节性电源陆续投产、需求响应机制更成熟，系统调节能力有望稳步增强。
但在极端寒潮可能更频繁、区域电力供需波动加剧的背景下，提升电力系统韧性仍需从源网荷储协同、跨区资源互济、燃料供应保障与市场机制完善等方面持续推进，通过“保供”与“转型”并行，逐步夯实高质量发展能源支撑。
能源保供事关经济社会发展大局，浙江迎峰度冬的实践再次证明，科学调度、多源协同与需求侧管理的有机结合，是应对电力供需挑战的关键。
随着能源结构的持续优化和保供能力的不断提升，浙江将为全国能源安全提供更多有益经验。