中國儲能網(wǎng)訊：在“雙碳”目標引領下，華東“四省一市”電力系統(tǒng)的運行機理正在發(fā)生深刻轉(zhuǎn)變：由以往以化石能源電源為主、具備相對可控特征的平衡模式，逐步轉(zhuǎn)向以高比例新能源接入為特征的、具有更強不確定性的平衡模式。2025年迎峰度夏期間，華東區(qū)域最高用電負荷6次刷新歷史紀錄，最大負荷達4.42億千瓦，同比增長4.97%，峰段供電可用性約束持續(xù)趨緊。
供給側(cè)方面，截至2025年底，華東電網(wǎng)總裝機7.045億千瓦，其中新能源裝機超過2.8億千瓦，占比提升至40%。2025年，新能源出力10次創(chuàng)新高，最高出力超1.5億千瓦；其中2025年2月8日出現(xiàn)光伏最大出力1.0078億千瓦、新能源最大出力1.2141億千瓦的冬季最高紀錄，表現(xiàn)出需求與供給錯位帶來的日內(nèi)調(diào)節(jié)壓力。
從資源稟賦與區(qū)際協(xié)同角度看，華東地區(qū)的海上風電主要集中在沿海省份，抽水蓄能資源在浙江、安徽、福建更具優(yōu)勢。而上海、江蘇等負荷中心本地可調(diào)節(jié)資源相對緊張，需依托跨省互濟和輸電通道能力，實現(xiàn)電量和容量的雙重保障。作為典型的受端電網(wǎng)，外來電已成為華東區(qū)域電力供應的重要組成部分。2024年以來，陜皖直流、甘浙直流等工程相繼開工，蒙滬直流前期工作加快推進；2025年夏季高峰時段，華東區(qū)外直流最大落地電力已超過7800萬千瓦，充分體現(xiàn)了外來清潔電和容量支撐在尖峰保供中的現(xiàn)實作用。但也要看到，未來外來電的規(guī)模、結(jié)構(gòu)和可靠性仍存在一定不確定性。
目前，極端天氣與用電結(jié)構(gòu)演化共同推高的峰值負荷曲線，與風光快速放量帶來的新能源發(fā)電曲線變化正在重塑電網(wǎng)系統(tǒng)，對電力系統(tǒng)的靈活性、可調(diào)節(jié)容量與精細化調(diào)度提出了更高要求；再加上省別的資源稟賦與外來電通道的不確定性，使“清潔轉(zhuǎn)型與安全保供如何兼容并進”成為急需解決的問題。本文系統(tǒng)分析電力清潔轉(zhuǎn)型與安全保供面臨的多重挑戰(zhàn)，提出通過構(gòu)建多級電源保供體系和“源網(wǎng)荷儲”協(xié)同發(fā)力的戰(zhàn)略路徑，為區(qū)域電力系統(tǒng)轉(zhuǎn)型提供決策參考和管理啟示。
清潔轉(zhuǎn)型與電力保供面臨的主要問題
“以荷定源”嵌入不足，可靠性約束滯后于規(guī)劃口徑
現(xiàn)行電力系統(tǒng)擴容主要基于電量平衡，對尖峰負荷、調(diào)節(jié)能力及備用容量等剛性約束關注不足，可靠性要求往往在運行和調(diào)度環(huán)節(jié)才被“事后兜底”。隨著新能源占比提升，其“能量充沛但出力受限、預測精度有限”的系統(tǒng)特性日益凸顯，客觀上要求將“能量供給”與“容量支撐”分開考量。在缺乏如有效負荷承載能力（ELCC）等統(tǒng)一度量口徑的情況下，各類資源的可靠性貢獻難以橫向比較，進而形成“裝機總量充裕、但高峰時段可用性不足”的結(jié)構(gòu)性矛盾。當前，新能源的可靠性貢獻尚未有效納入中長期規(guī)劃與電源結(jié)構(gòu)決策的前端環(huán)節(jié)，已成為清潔轉(zhuǎn)型與電力保供協(xié)同發(fā)展的首要制約因素。
多時間尺度錯配與極端氣候疊加
季節(jié)尺度上，春秋季能量富余與夏冬季尖峰疊加；日內(nèi)尺度上，光伏“午高”與負荷“晚高”錯位；分鐘-小時尺度上，風光快速波動抬高調(diào)頻和備用需求。在此基礎上，極端氣候風險進一步增加低概率高損失事件。如長時缺乏光照導致光伏出力持續(xù)走低、臺風天氣導致海上風電大規(guī)模停機、嚴寒期負荷攀升疊加氣源緊張等。多時間尺度錯配與極端情景耦合，使得系統(tǒng)需要配置利用小時數(shù)不高但必要性強的保障性資源，并配套合適的啟停規(guī)則與補償機制，否則“以均值為主”的擴容思路難以充分覆蓋底線約束。
省際協(xié)同潛在效率未完全顯化
從區(qū)域資源特性來看，浙江、福建具備核電與抽水蓄能優(yōu)勢，江蘇與上海是典型的負荷中心，安徽則在抽水蓄能和光伏方面具有“腹地”潛力，彼此間具備天然的互補性。然而，受到規(guī)劃邊界、市場規(guī)則、輸電通道瓶頸以及收益分配等多重因素的制約，跨省資源優(yōu)化配置的潛力尚未充分釋放?，F(xiàn)有試點經(jīng)驗表明，跨省互濟對緩解高峰時段電力壓力、促進富余新能源消納具有積極作用。然而，當前互濟安排往往具有臨時性和行政色彩，缺乏統(tǒng)一的規(guī)則體系支撐，未能實現(xiàn)制度化和常態(tài)化運作，導致省際協(xié)同在實際執(zhí)行中存在“能做”“敢做”與“愿做”之間的落差。
治理工具鏈條不閉環(huán)，激勵約束難以自洽
規(guī)劃、市場與運行三個環(huán)節(jié)在數(shù)據(jù)口徑、情景假設和結(jié)算規(guī)則上尚未實現(xiàn)系統(tǒng)對接，導致無法形成從約束識別、資源配置到價格信號、再到績效考核的完整閉環(huán)。例如，規(guī)劃階段對可靠性的設定并未充分反映在容量與輔助服務的價格機制中，而運行階段的調(diào)峰和備用壓力，也未能穩(wěn)定轉(zhuǎn)化為對長期投資的引導信號。這使得“裝機持續(xù)增長、可用性卻階段性不足”的問題反復出現(xiàn)。由于治理工具鏈條未能打通，致使“雙碳”目標和“保供”任務難以在同一套規(guī)則體系下協(xié)同實現(xiàn)。
華東區(qū)域電力清潔轉(zhuǎn)型與安全保供的管理體系及實施路徑
針對上述問題，要在“雙碳”目標背景下兼顧華東電網(wǎng)的清潔轉(zhuǎn)型與安全保供，關鍵在于調(diào)整規(guī)劃方式、優(yōu)化資源結(jié)構(gòu)、厘清區(qū)域分工、健全價格機制，并通過統(tǒng)一的平臺和指標體系，將各項舉措落到實處。
“以荷定源”調(diào)整電源規(guī)劃方法
在規(guī)劃層面，核心是把“以荷定源”的要求前移到中長期電源和通道配置決策中。一方面，在年度和中長期工作中同步建立能量平衡表和容量可靠性表。前者在碳排放和非化石能源比例約束下，測算各類電源的年發(fā)電量、非化石電量缺口及區(qū)外清潔來電的時序分布，保證電量供應量足夠、結(jié)構(gòu)可接受；后者以ELCC為主要指標，對水電、核電、煤電、氣電、抽水蓄能、新型儲能、新能源和需求側(cè)資源在尖峰負荷情景下的可靠出力進行統(tǒng)一折算，并疊加極端氣候情景的壓力測試，得到尖峰可用性。
另一方面，在同一套測算體系中，統(tǒng)籌考慮能量、電力、調(diào)節(jié)能力以及跨省輸電通道容量的匹配關系。明確新增單位新能源所需匹配的年發(fā)電量空間，并測算其對應的調(diào)節(jié)能力與輸電能力需求。通過年度滾動修正與中長期情景分析的聯(lián)動調(diào)整，使能量平衡、電力平衡、日內(nèi)調(diào)節(jié)與跨區(qū)潮流各環(huán)節(jié)協(xié)同銜接，從而將“以荷定源”內(nèi)化為電源結(jié)構(gòu)優(yōu)化的基本邏輯，而非調(diào)度環(huán)節(jié)的事后約束。
提高系統(tǒng)調(diào)節(jié)能力，強化儲能與兜底資源作用
在資源結(jié)構(gòu)層面，華東電網(wǎng)需在保障電量安全供應的同時，著力提升系統(tǒng)調(diào)節(jié)能力。其中，抽水蓄能作為區(qū)域性和系統(tǒng)性調(diào)節(jié)的核心手段，承擔著頂峰、填谷、備用、調(diào)頻和調(diào)相等多重任務；新型儲能則側(cè)重于日內(nèi)快充快放與高精度調(diào)節(jié)，適合與分布式新能源、園區(qū)負荷和數(shù)據(jù)中心負荷相結(jié)合，并積極參與電力現(xiàn)貨及輔助服務市場；煤電與氣電通過推進靈活性改造和完善啟停成本補償機制，逐步由傳統(tǒng)的“電量主體”向“容量和調(diào)節(jié)主體”轉(zhuǎn)型，在尖峰負荷和系統(tǒng)保底運行中發(fā)揮關鍵作用。根據(jù)規(guī)劃測算，到2040年，華東地區(qū)抽水蓄能與電化學儲能總規(guī)模有望達到約1.24億千瓦，屆時將與靈活運行的煤電機組共同構(gòu)成支撐高比例新能源運行的主要調(diào)節(jié)資源。
考慮到嚴寒、臺風、長時缺乏光照等極端情景，僅依靠常規(guī)調(diào)節(jié)資源仍可能存在缺口，有必要在嚴格約束條件下保留一定規(guī)模的應急備用能力?？梢酝ㄟ^延緩部分到期機組退役或者保留專用機組等方式，構(gòu)建低利用率但在極端場景下可快速調(diào)用的兜底資源，并在制度上明確啟停條件、成本約束和退出機制，防止其在日常運行中被當作常規(guī)電源。按照統(tǒng)一口徑測算，2030年、2035年和2040年，華東應急備用能力需求分別約為264萬千瓦、504萬千瓦和1148萬千瓦，應與抽蓄、儲能和省際互濟一起納入容量與可靠性約束進行統(tǒng)籌考慮。
區(qū)域分工與省際互濟，明確各省在協(xié)同格局中的角色
華東“四省一市”的資源稟賦與負荷結(jié)構(gòu)存在顯著差異，亟需在統(tǒng)一的減碳保供目標下，形成分工清晰、協(xié)同高效的區(qū)域功能布局。
上海：作為負荷密度極高的超大城市，土地與可再生能源發(fā)展空間有限。應重點依托外來清潔電力、本地新型儲能及深遠海風電示范，強化城市供電的安全底座。
江蘇：既是負荷中心，又擁有豐富的海上風電和集中式光伏資源。需統(tǒng)籌“自有清潔電開發(fā)”與“承接區(qū)外來電”，同步加快抽水蓄能和新型儲能建設，實現(xiàn)電量保障與容量調(diào)節(jié)的平衡。
浙江：具備核電、海上風電和抽水蓄能等綜合優(yōu)勢，可聚焦構(gòu)建“高非化石能源比重+高調(diào)節(jié)能力”的電源結(jié)構(gòu)，打造華東區(qū)域能源轉(zhuǎn)型的典型示范。
安徽：光伏和抽水蓄能資源條件優(yōu)越，同時處于多條輸電通道的交匯節(jié)點。宜定位為區(qū)域平衡型省份，著力提升調(diào)節(jié)能力與通道樞紐功能。
福建：核電與海上風電起步較早，抽水蓄能資源基礎良好，可繼續(xù)發(fā)揮先行優(yōu)勢，在清潔能源開發(fā)與體制機制創(chuàng)新方面發(fā)揮示范引領作用。
在分工基礎上，省際互濟應從一次性安排轉(zhuǎn)向有規(guī)則約束的長期機制。具體可從以下三方面推進：首先，在交易機制方面，可探索建立年度和季度跨省合同疊加周度滾動優(yōu)化、日內(nèi)校核的多時間尺度互濟模式，允許合同拆分與轉(zhuǎn)讓，使跨省交易更加貼近負荷變化和價格信號。其次，在責任與價格機制方面，應在制度上明確外來清潔電在尖峰時段承擔的容量和備用責任，通過容量和輔助服務結(jié)算體現(xiàn)其實際貢獻；同時，針對春秋季富余新能源，形成常態(tài)化疏解路徑和價格安排。最后，在輸電通道保障方面，應在國土空間和電網(wǎng)規(guī)劃階段，同步預留關鍵廊道和通道擴展空間，提升通道擴容能力和潮流重構(gòu)的彈性，使省際互濟從應急手段逐步成為華東地區(qū)清潔轉(zhuǎn)型與電力保供協(xié)同運行的基礎條件。
市場規(guī)則與需求側(cè)參與
為使前述規(guī)劃和各類資源組合在項目上具備可實施性、在經(jīng)濟上具有可持續(xù)性，必須借助市場機制提供清晰的價格信號和明確的收益預期。具體可從以下兩方面推進：
一方面，在容量價值評估與定價方面，應針對抽水蓄能、新型儲能、靈活煤電、需求響應及虛擬電廠等資源，統(tǒng)一采用ELCC口徑進行容量貢獻測算。同時，引入包含出勤率、可用率、響應速度和偏差情況在內(nèi)的績效權(quán)重，將評價結(jié)果直接與容量補償和輔助服務結(jié)算掛鉤。此舉旨在使資源的長期投資收益更加貼近其實際可靠性貢獻，避免僅關注技術指標而忽視實際運行表現(xiàn)，從而引導社會資本投向真正有助于提升系統(tǒng)安全性的資源領域。
另一方面，將需求側(cè)資源從偶發(fā)性的應急手段，轉(zhuǎn)變?yōu)闇嗜肭逦?、運行穩(wěn)定的系統(tǒng)調(diào)節(jié)資源。通過完善市場規(guī)則，將工業(yè)可中斷負荷、樓宇可控負荷、充換電設施及用戶側(cè)儲能等，納入電能量交易、輔助服務市場和容量備用機制，并明確其參與條件、計量方式、結(jié)算規(guī)則與違約責任。在規(guī)劃目標層面，力爭到2030年實現(xiàn)需求響應可調(diào)用規(guī)模達到最大負荷的約5%，到2040年提升至約7%。將此目標納入容量規(guī)劃與備用統(tǒng)籌，使其與電源側(cè)擴容形成協(xié)同發(fā)力的格局，推動源網(wǎng)荷儲各環(huán)節(jié)在經(jīng)濟激勵的引導下形成系統(tǒng)合力。
從分析判斷走向閉環(huán)管理
在信息和治理支撐方面，有必要建設貫通規(guī)劃、運行和交易全過程的區(qū)域級數(shù)智平臺，統(tǒng)一數(shù)據(jù)口徑與模型假設，構(gòu)建共享的情景庫和參數(shù)庫。平臺應定期輸出包括能量平衡、容量充裕度、調(diào)節(jié)能力匹配、省際潮流等方面的診斷結(jié)果，為規(guī)劃修正與規(guī)則優(yōu)化提供數(shù)據(jù)支持；同時，應建立覆蓋需求響應、虛擬電廠、新型儲能、抽水蓄能、煤電和外來電等資源的可調(diào)用資源清單，明確各類資源的調(diào)用邊界與響應特性。圍繞缺口成本、棄風棄光率、備用率、尖峰可用率、需求響應成功率、度電綜合成本等關鍵指標開展年度及滾動評估，將實現(xiàn)“雙碳”目標與保供協(xié)同要求細化為可觀測、可考核的指標體系，以實現(xiàn)系統(tǒng)協(xié)同水平的持續(xù)監(jiān)測與優(yōu)化。
在實施節(jié)奏上，可設置2030年、2035年和2040年為關鍵階段節(jié)點。到2030年，重點推動“以荷定源”與容量價值計價機制的落地，初步建成區(qū)域級數(shù)智平臺框架；到2035年，抽水蓄能與新型儲能進入規(guī)模化發(fā)展階段，需求響應與虛擬電廠形成常態(tài)化的可調(diào)節(jié)資源池，市場規(guī)則與調(diào)度運行的銜接趨于順暢；到2040年，在高比例新能源的背景下，將備用率控制在合理區(qū)間內(nèi)，抽水蓄能與電化學儲能合計規(guī)模達到約1.24億千瓦，需求響應可調(diào)用規(guī)模占最大負荷比重約達7%，實現(xiàn)清潔占比、系統(tǒng)調(diào)節(jié)能力與市場效率之間的基本協(xié)調(diào)。
結(jié)論
華東電網(wǎng)的清潔轉(zhuǎn)型與保供協(xié)同需要在一套相互嵌套、相互制約的制度體系中重構(gòu)電力可靠性的生產(chǎn)關系。綜合本文研究，核心路徑與政策建議如下：
一是將“以荷定源”成為規(guī)劃內(nèi)核，推動可靠性指標與極端情景壓力測試前移到資源配置決策環(huán)節(jié)；二是通過統(tǒng)一、透明、與績效掛鉤的價格機制體現(xiàn)出容量與靈活性價值，形成可持續(xù)的投資與改造激勵；三是推動省際互濟由階段性試點上升為制度化常態(tài)，有效劃分外來清潔電與容量支撐的責任和收益邊界；四是構(gòu)建貫通規(guī)劃、調(diào)度與交易功能的數(shù)智平臺，將協(xié)同要求落實到可執(zhí)行的資源清單和調(diào)度指令中。
