长三角地区电力供需及发展建议总结

长三角地区的能源电力系统面临多重挑战，无法简单地通过传统的粗放方式来解决。

1.长三角地区电力供需分析

由上海、江苏、浙江、安徽“三省一市”组成的长江三角洲（长三角）地区，是改革 开放 40 多年来我国经济发展最活跃、开放程度最高、创新能力最强、吸纳外来人口最多 的区域之一。

2022 年，长三角三省一市 GDP 合计约 29.03 万亿元，约占全国 GDP 总量的四分之一。 然而，长三角地区能源资源较为匮乏、外部依赖度高，化石能源在能源消费结构中占主导 地位，因此该地区能源电力发展面临着供需不平衡、结构待优化等问题。2022 年，上海、 江苏、浙江、安徽三省一市发电总装机中的火电装机比重分别为 89.34%、64.6%、55.4% 和 63.48%，火电比重较高，长三角净外调电量为 3231.3 亿千瓦时，约占区域内总消费电量的 18.2%，安徽省是区域内唯一对外净输出电量的省。根据调研数据显示，2021 年， 上海市、江苏省、浙江省的最大峰谷差分别为 1398.67 万千瓦、2900 万千瓦、3436 万千瓦， 巨大的峰谷差增加了电网平衡的难度，更凸显了电力系统灵活性调节资源短缺的问题，同 时也加大了电力系统的供电保障压力。

上海市电力供需情况

从电量来看，上海市全社会发、用电量均保持稳步增长的态势，全社会发电量 从 2016 年的 832.3 亿千瓦时增至 2022 年的 963.44 亿千瓦时，同期全社会用电量则从 1486.02 亿千瓦时增至 1745.55 亿千瓦时，2022 年上海用电量仍存在 782.11 亿千瓦时的 电量缺口，外来电占比 44.81%[2]。 从负荷来看，上海市最大负荷增加的幅度小于本地发电装机的增幅，最高用电负荷从 2016 年的 3138.4 万千瓦增加到 2022 年的 3500 万千瓦，而同期发电装机从 2370.65 万千 瓦增加到 2830 万千瓦。尽管上海市本地负荷缺口有所改善，但 2022 年最高用电负荷仍 有 19% 的负荷缺口 [2]。

上海市作为典型的人口聚集和负荷密集区域，面临着外来电比例高、本地资源不足的 挑战。未来，电力供需平衡的日益紧张，以及物联网通信等技术的进步，为虚拟电厂的发 展创造了良好前景。从发电侧来看，上海的可再生能源将以更快的速度发展，可再生能源 在上海电力系统中的占比将逐年提升。根据上海能源十四五规划，到 2025 年，上海的可 再生能源将占全社会用电量的 36%。与此同时，传统电力供应体系中以煤电为主的化石 能源将逐步调整成为调节性资源。从用户侧来看，由于 CO2 排放增加和环境气候变化，夏 季和冬季出现极端天气的概率增加，电力系统呈现明显的双峰特征，尖峰负荷持续时间将逐步延长。此外，上海市的电动汽车保有量急剧增长，截至 2022 年，上海市的新能源汽 车保有量达到 94.5 万辆，位居全球首位。随着第三产业和居民用电的发展，负荷峰谷差 逐年扩大，最大峰谷差达到 48.5%。物联网、信息通信等技术的广泛普及推动商业楼宇、 电动汽车、分布式能源、5G 基站等用户灵活资源快速增长。

江苏省电力供需情况

从电量来看，江苏省全社会发用电量均保持增长态势，全社会发电量从 2016 年的 4753.7 亿千瓦时增至 2022 年的 5949.0 亿千瓦时，同时期全社会用电量则从 5459.0 亿千 瓦时增至 7399.5 亿千瓦时。具体到各用电领域 ,2022 年“电气机械和器材制造业”、“信 息传输、软件和信息技术服务业”的用电增幅明显，同比增长 21.5% 和 13.8%。截至 2022 年， 江苏省本地的发电量仍存在 1450.5 亿千瓦时的电量缺口，外来电占比 19.6%[3]。 从负荷来看，江苏省统调用电最高负荷的绝对值和增幅均高于统调发电最高负荷，统 调用电最高负荷从 2016 年的 8886.2 万千瓦增加到 2022 年的 1.27 亿千瓦，涨幅 43%， 同期统调发电最高负荷从 7360.1 万千瓦增加到 9686.2 万千瓦，涨幅 32%。可见江苏省本 地用电最高负荷缺口增大，从 2016 年的 1526.1 万千瓦增至 2022 年 3001.2 万千瓦 [3]。

江苏电力供需矛盾突出，未来供电缺口将持续存在。2022 年迎峰度夏期间，江苏全 网的调度用电最高负荷是 1.3 亿千瓦，同比增长 14.04%。迎峰度夏期间，最大负荷破亿 天数 56 天，负荷破亿时长达 837 小时。同时，江苏的海上风电、光伏装机容量高，“十四五” 末预计新能源装机达 9000 万千瓦，占总装机比超过 43%，但核心出力相对较低。到“十四五” 末，即使建苏直流高端投产、雁淮直流满送，以及区外受电稳步提升（最大超 3200 万千瓦）， 全网仍存在超 800 万千瓦供电缺口，若区外受电未及预期，最大供电缺口将超 1300 万千瓦。

浙江省电力供需情况

从电量来看，浙江省全社会发用电量均保持稳步增长的态势，全社会发电量从 2016 年的 3197.6 亿千瓦时增至 2022 年的 4346.0 亿千瓦时，同时期全社会用电量则从 3873.2 亿千瓦时增至 5799.0 亿千瓦时 [4]。具体到各用电领域 , 建筑业与信息传输、计算机服务和软件业的用电增幅明显，较 2016 年分别增长 94% 和 81%。互联网数据服务业是浙江发 展数字经济的重点，光伏设备及元器件制造业、新能源车整车制造业、充换电服务业用电 量均实现较快增长。截至 2022 年，浙江省本地发电量仍存在 1453 亿千瓦时的电量缺口， 外来电占比 25.1%。 从负荷来看，浙江省用电最高负荷低于总装机容量，但差距正在快速缩小，总装机容 量从 2015 年的 8215 万千瓦增加到 2022 年的 11793 万千瓦，增幅仅 30%，同期用电最 高负荷从 5850 万千瓦增加到 10190 万千瓦，增幅达 42.6%[4]。此外，受台风等气候因素 的影响，浙江电网运行一直面临巨大压力。

安徽省电力供需情况

从电量来看，安徽省全社会发用电量均保持持续增长的态势，全社会发电量从 2016 年的 2252.7 亿千瓦时增至 2022 年的 3271.0 亿千瓦时，同时期全社会用电量则从 1795.0 亿千瓦时增至 2993.2 亿千瓦时。具体到各用电领域 , 农、林、牧、渔业与批发、零售业和 住宿、餐饮业的用电增幅显著，同比 2021 年分别上升了 102% 和 93%。安徽省农业生产 呈现稳中有增的发展态势，第三产业逐渐成为安徽整体经济发展的主引擎。截止到 2022 年， 安徽省本地的发电量不存在缺口问题，全社会发电量有 8.5% 的富余 [5]。 从负荷来看，安徽省最大用电负荷和发电装机容量增长平稳，整体呈供大于需的局 面。2016-2022 年，安徽省最高用电负荷从 3167.8 万千瓦增加到 5600.0 万千瓦，增幅 43.4%；发电装机容量从 5732.7 万千瓦增加到 9219.0 万千瓦，增幅 37.8%[5]。除了发电 供本省用之外，安徽省还承担了一定的外送的任务。安徽省是华东地区的能源基地，通过 “皖电东送”通道，安徽火电覆盖江苏、浙江、上海等地区。

2.发展建议

为充分发挥虚拟电厂对长三角地区电力系统的支撑作用，实现可调节资源纳入新型电 力系统调控运行，下一步还可以在政策制定、关键技术、市场机制及商业模式方面进行突破。

（1）政策制定 一是加强顶层设计，明确虚拟电厂的定义、范围、发展定位、发展目标和实施策略， 梳理各方的职责。建议借鉴江苏的虚拟电厂发展模式，由政府主导平台建设并提供公平、 开放、免费服务，社会资本主导虚拟电厂建设和运营，培育市场化的“聚合商”，以促进 技术创新和成本降低。 二是建立虚拟电厂标准体系，打破数据交互壁垒，建立多方协作机制和标准体系。国 家标准如《虚拟电厂管理规范》和《虚拟电厂资源配置与评估技术规范》可以为虚拟电厂 建设提供统一的管理规范。

（2）关键技术 一是优化虚拟电厂的调控优化、分析预测等核心技术，拓展多样形态的资源动态，完 善可调节资源协同优化调控的标准体系。强化信息 - 物理 - 社会耦合视角下的动态特性量 化分析能力。例如合肥虚拟电厂使用 5G+ 量子技术实现了虚拟电网的再增速，并且提高 了虚拟电网运行的安全性。 二是提高虚拟电厂对不同资源对象的辨识和配置效率，实现海量分布式资源的即插即 用和高频并发处理，加强通信承载能力。例如江苏源网荷友好互动系统在 2017 年 5 月 24 日在苏州对 245 户大用户开展了实切验证，实现精准切负荷 300 万千瓦，用户侧零误跳完 成实切演练，充分证明了其数据处理的准确性。 三是研究虚拟电厂接入的安全校核方法和动态评估技术，整合动态全局加密技术，以 提高运行控制的可靠性和安全性，例如合肥虚拟电厂的量子技术，实现了量子加密，大幅 提升虚拟电厂运行安全。 四是建设统一的虚拟电厂接入平台，实现不同社会资本投资的虚拟电厂平台按照统一 的技术规范标准接入，以最优方式配置省内资源。

（3）市场机制 一是研究虚拟电厂多元主体动态定价技术，综合考虑边际成本、运行情况等多因素， 实现不同类型可调节资源价值的最优分配。 二是完善现货电能量市场、辅助服务市场等电力市场的价格形成机制，逐步放宽现货 市场价格上限，以鼓励虚拟电厂的进一步投资。 三是完善市场交易体系，设计符合虚拟电厂灵活调节能力的市场交易机制，以支持虚 拟电厂的市场化运营，消除或降低最低容量限制，以鼓励虚拟电厂参与市场竞争。 四是引入基于区块链的可信交易技术，以实现信息流、能量流和资金流的可溯源和可 认证，从而激活虚拟电厂调节资源的潜力。

（4）商业模式 一是鼓励符合要求的虚拟电厂参与电力市场，与传统能源进行公平竞争，并鼓励其参 与绿色证书交易、绿色电力交易和碳排放交易，以回收投资成本。 二是探索开展能源金融、大数据增值等多类型服务，以拓展虚拟电厂的商业模式。 三是完善商业激励模式，包括资源价值贡献度和用户决策理性的多种合作博弈定价方 法，以提高用户资源参与虚拟电厂运营的积极性。