问题显现 元旦过后，强冷空气导致浙江多地气温骤降，1月5日全省最高用电负荷达10722万千瓦，较去年冬季峰值增长617万千瓦。
与夏季空调负荷集中不同，冬季保供面临生产高峰与取暖需求叠加、高峰周期延长的特殊挑战。
水电因枯水期出力下降，天然气受北方取暖需求挤压供应趋紧，光伏发电受限于冬季光照条件，多重因素使电力系统进入"紧平衡"状态。
深层原因 分析显示，浙江电力供需矛盾凸显出区域能源结构的深层次问题。
作为经济大省，浙江一次能源禀赋有限，2025年全省外来电占比已超过35%。
同时，新能源装机占比提升带来的系统调节压力与极端天气频发叠加，传统保供模式已难以适应新型电力系统建设要求。
特别是2026年春节较晚导致的生产与民生用电"双高峰"重合，进一步放大了系统调节难度。
创新实践 面对挑战，浙江打出保供组合拳。
在电源侧，新增煤电装机300万千瓦、燃机159万千瓦，天台抽水蓄能电站首批机组投入试运行；在电网侧，宾金、金塘直流最大送电功率提升500万千瓦，灵绍特高压绍兴换流站实现21天满功率运行；在负荷侧，宁波宁海等抽蓄电站新增调节能力260万千瓦，工商业储能设施形成分布式调节网络。
特别值得注意的是，浙江率先出台虚拟电厂管理细则，通过"大数据+实测"双认证机制确保可调节资源真实可用。
机制突破 电力市场改革成为破解难题的关键钥匙。
浙江能源监管办修订现货市场交易规则，建立容量补偿机制，激励各类主体参与系统调节。
通过价格信号引导，2025年全省可调节负荷资源池突破800万千瓦，其中虚拟电厂聚合资源占比达40%。
市场机制与技术创新双轮驱动，使电力系统调节能力实现质的飞跃。
示范意义 浙江实践表明，构建现代电力保供体系需要"硬实力"与"软机制"协同发力。
一方面持续夯实煤电基础保障和电网基础设施，另一方面通过市场机制激活各类调节资源潜力。
这种"多能互补、源网荷储协同"的发展模式，为新型电力系统建设提供了可复制、可推广的实践经验。
据测算，该体系使浙江在同等气候条件下，电力供应保障能力提升15%以上。
冬季保供的难点，从来不只是“多发一点电”，而是在不确定性上升的环境中把系统的稳定性、灵活性与经济性同时做扎实。
浙江以多元电源兜底、以特高压和骨干网架畅通输送、以储能与需求侧资源增强调节、以市场机制提升配置效率，体现了从经验型应对向体系化治理的转变。
把每一次高负荷考验转化为能力升级的契机，既是保民生、稳产业的现实需要，也为能源转型期的电力安全运行提供了有益启示。