中國儲能網(wǎng)訊：在“雙碳”目標引領(lǐng)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(guān)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(chǔ)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(shè)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(shè)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(guān)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(guān)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(guān)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(shè)，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(chǔ)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(lǐng)作用。
在分工基礎(chǔ)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(guān)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(chǔ)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(guān)注技術(shù)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(lǐng)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⑦\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(shè)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(shè)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(shè)，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(guān)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(shè)置2030年、2035年和2040年為關(guān)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(guān)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。
