江苏电力低碳转型思路、目标及发展路径分析

江苏电力低碳转型的总体目标是构建新能源占比逐渐提升的新型电力系统，承接其他 行业碳减排的转移压力，引领全社会“双碳”进程。

1.总体思路

未来十年，我省要进一步适应经济发展新常态，精准把握能源发展新形势，探索出 具有江苏特色、适应发展规律、满足群众需要的电力低碳发展之路。 可靠安全，以设施一体化和多能互补为导向。积极打造现代能源基础设施体系，补 齐油气管网和储能设施短板；实现集中式和分布式、传统式和新能源包容发展，大幅提 升清洁化装机比例；积极发展多能互补能源互联网，确保可再生发电全额消纳和调峰问题。

结构优化，以清洁化和分布式为方针。以资源环境承载能力来科学规划能源资源开 发和布局。降低煤炭消费比重，大幅提高清洁能源比重，主要以清洁能源保障新增需求。 坚持集中和分布并举，由依靠基地式大发展重点转向分布式发展。 改革创新，以能源互联网发展和电力体制改革为重点。加快能源互联网建设，建设 多能互补的能源体系，引导能源生产和消费智能互动。推动能源体制机制创新，加快电 力重点领域和关键环节改革步伐。

2.总体目标

江苏电力低碳转型的总体目标是构建新能源占比逐渐提升的新型电力系统，承接其他 行业碳减排的转移压力，引领全社会“双碳”进程。结合“双碳”目标要求和能源电力发 展情况，江苏电力低碳转型可以分为加速转型阶段、总体完成阶段和巩固完善阶段三个阶 段，从源、网、荷、储、市场等五个方面重点发力。不同阶段的目标和路径各有侧重。

3.加速转型阶段

加速转型阶段（目前至 2030 年）：以支撑实现全社会碳达峰为主要目标，加快可再 生能源开发，推动能源消费需求主要用可再生能源满足，加速推进清洁低碳化转型。 （1）源侧：推动电力供应清洁化 发挥煤电机组压舱石作用，推动煤电机组由向基础保障性和系统调节性电源并重转型。 围绕苏北大型新能源基地、苏南负荷中心、电网重要节点等统筹优化新增支撑性煤电布局。 持续淘汰落后煤电产能，对于符合条件的关停机组可“关而不拆”，作为应急备用电源发 挥作用。深化燃煤电厂节能降碳改造、供热改造及灵活改造，大力推进高性能机组电源对 低效率、高排放的分散小锅炉的替代，提升燃煤机组的负荷调节能力，为新能源消纳释放 更多的电量空间，确保江苏电力安全、高效、环保、稳定运行。加快燃煤电厂深度脱碳技 术的研发示范应用，紧密跟踪燃煤电厂深度脱碳技术的前沿动态，加强燃煤电厂深度脱碳 技术的研发，推动燃煤电厂深度脱碳技术的示范应用。

大力开发可再生能源，推动可再生能源发电成为新增用电需求主体。大力发展光伏发 电，推动光伏与农业、工业、建筑、交通等领域融合发展，深入推进整县光伏建设，推动盐城、 连云港、南通等地区千万千瓦级海上光伏基地建设。加快推进盐城、南通、连云港等地存 续海上风电项目，加快推动风能资源好、技术成本低、并网消纳条件好的近海海上风电开发。以淮安、宿迁、连云港等、扬州、南通等农林生物质丰富地区为重点，推动农林生物 质直燃发电、城市生活垃圾焚烧发电、沼气直接利用、生物质天然气等形式的规模化开发。

（2）网侧：提高电网资源配置能力 提高现有通道利用效率。协调送端电源建设进度，努力提高锡盟直流、雁淮直流等现 有区外送电通道送电效率，增加跨区通道电力电量和利用小时数，鼓励省内电力企业与送 端地方政府相关部门、企业加强对接，合作开发送端电源项目，保障送端电源组织与供应。 积极规划新增输电通道。大力开展青海、陕西等西部清洁能源基地特高压直流送电的 规划论证工作，及时推进新增区外来电的项目前期工作，力争纳入国家规划并开工建设。 加强电力主配网建设。加强区域主网架结构，推动输电网过江断面嵌入式直流技术的 应用，提升输电网过江通道输电能力。加快推动配电网转型升级，着力提升配电网对新增 负荷、分布式电源等的承载能力和适应能力，加快建设适应高比例新能源和多元负荷规模 化发展的分布式智能电网。 推动电网的数字化、智能化。推动云大物移智链边等数字化技术、智能化技术在江苏 电网中的应用普及，推动传统电力发输配用向全面感知、双向互动、智能高效转变。

（3）荷侧：推动能源消费电气化、高效化 工业领域：推动自备燃煤电厂清洁高效利用，加强自备电厂污染物排放等关键指标在 线监测，加快推动低效自备电厂机组关停改造，鼓励燃煤自备电厂改为公用电厂。推进工 业锅（窑）炉电气化，在热水供应、蒸汽供应等环节，推广高效电辅热、制热技术和装备； 在建材、冶炼行业推广电窑炉、电弧炉等装备。 建筑领域：加大可再生能源开发利用，积极开展光伏建筑一体化建设，充分利用建筑 屋顶等资源实施分布式光伏发电工程，探索光伏柔性直流用电建筑或园区示范。积极推动 太阳能、生物质能等可再生能源技术在农村地区的普及应用。大力推动建筑用能设备智慧 化，推广智能楼宇、智能家居、智能家电。提升建筑能源管理水平，加强建筑运行能耗数 据统计与监测，扩大能耗监测数据监测范围，强化建筑运行能耗统计、公示和管理，加强 能耗监测平台和节能监管体系建设。

交通领域：推进公共领域车船电动化，加快公交、出租、网约、物流、环卫等重点领 域电动化进程，推动公务车、生产用车、通勤车等清洁替代。持续优化充换电网络布局， 加大充换电基础设施建设投资力度，统筹平衡专用、公用、换电，推动充电桩乡镇全覆盖， 提升低速车等多种应用场景充换电设施建设规模。 农业领域：深入推进农业生产电动化，推动家庭农场、现代农业园区电气化升级。促 进乡村生活绿色低碳，推动绿色智能家电下乡，引领乡村绿色用能新风尚。以科技下乡促 升级，支撑乡村光伏、生物质等分布式可再生能源项目建设，构建乡村智慧能源生态圈。

（3）储能侧：推动储能多应用场景多技术路线规模化发展 提高全省储能并网建设规模。积极开展抽水蓄能选址和项目前期工作，推动调峰电源 建设。加快新型储能项目规划布局，引导新型储能科学有序发展。明确电化学、压缩空气 等新型储能电站的并网主体地位，支持电源侧、用户侧配建储能在具备相关条件独立运行 后参与辅助服务调用和补偿，增加一次调频、自动电压控制等辅助服务补偿力度，为储能 提供更多获利途径。 推动储能应用场景多样化。重点依托系统友好型“新能源 + 储能”电站、电网侧独立 储能、用户侧储能削峰填谷、共享储能等模式，探索储能融合发展新场景。鼓励聚合利用 不间断电源、电动汽车、用户侧储能等分散式储能设施，探索智慧能源、虚拟电厂等多种 商业模式。以南通、盐城、连云港等沿海区域和风光清洁能源富集地区为重点，推动新型 储能项目的规模化发展。

（4）市场侧：完善电力市场体制机制 强化政策引导机制。加强省级能源规划引领和指导作用，统筹全省经济社会发展用电 需求增长趋势，系统规划全省各类型发电装机规模和布局，建立健全发电类项目一体化推 进机制和不同类型发电项目的协同发展机制，为电力行业绿色低碳转型和重大项目建设提 供要素保障。完善电力行业绿色低碳发展考核评价体系，以煤炭消费总量、能耗“双控”、 碳排放“双控”、非化石能源可再生能源消费比重等指标为重点，推进电力绿色低碳发展 与相关考核指标的衔接，推动构建绿色低碳清洁高效的现代化能源体系。健全各类电力项 目绿色低碳发展引导机制，推动煤电清洁高效转型发展，大力推进风电、光伏、氢能等可再生能源项目稳步发展，持续提升全省可再生能源装机规模，推动新型储能高质量规模化 发展，全面支撑构建新型电力系统。

发挥虚拟电源灵活调节能力。加快引导电储能、工商业负荷、电动汽车充电网络、虚 拟电厂等新业态参与提供电力辅助服务，推动电力系统由“源随荷动”向“源网荷储互动” 升级。鼓励产业园区或企业通过电力市场购买绿色电力，提升绿色电力消纳比例。将新型 储能、虚拟电厂等更多市场主体纳入电力辅助服务市场交易，建立完善独立储能参与调峰、 调频的条件、报价标准等规则条款，鼓励储能电站作为辅助服务提供者参与供需匹配平衡。 完善新型电力系统建设和运行机制。加强新型电力系统规划和建设。加强新型电力系 统基础理论研究，对现有电力系统进行绿色低碳发展适应性评估，推动关键核心技术突破， 研究制定新型电力系统相关标准。推进电力系统在规划理念革新、硬件设施配置、运行方 式、体制机制创新和路径上实现变革，探索符合我省电力供需两侧多元化发展路径。

建立健全适应新型电力系统的市场机制。建立健全以电力中长期 + 现货交易为主体的 省级电力市场体系，进一步完善中长期、现货和辅助服务市场交易规则、扩大市场参与范 围和交易规模。细化电力市场运营规则条款，支持配建储能设施与发电项目联合参与中长 期交易、通过联合运营交易提高项目总体收益。发挥煤电、气电、核电的高预测精度和高 可靠性特征，充分发挥其在提供辅助服务方面优势。 完善可再生能源电力优先消纳机制。加强可再生能源电力消纳政策机制保障。在终端 用能领域大力推进电气化发展趋势，加大可再生能源利用和热泵、高效储能技术应用力度。 落实好新增可再生能源消费不纳入能源消费总量和强度控制，健全可再生能源电力消纳保 障机制。推动形成可再生能源电力就近、就地消纳机制，完善可再生能源全额保障性收购 制度，做好可再生能源电力保障性收购与市场化交易的衔接。逐步扩大可再生能源参与市 场化交易比重。鼓励行业龙头企业、大型国有企业、跨国公司等消费绿色电力，发挥示范 带动作用，推动外向型企业较多的园区逐步提升绿色电力消费比例。

推进可再生能源电力供给和消纳协调发展。统筹全省资源环境和要素禀赋，引导高耗 电产业进一步向沿海转移，推进沿海产业结构优化升级，持续扩大石化、钢铁、能源、物 流等传统产业规模，发挥沿海地区海上光伏、风电等可再生能源电力支撑，促进可再生能源电力高比例消纳。重点在沿海地区建设低电价、低能耗、零排放的零碳绿电园区，降低 电价成本，吸引产业聚集，形成零碳绿色新型工业体系，切实解决可再生能源生产与消纳 的错位问题。

完善绿色电力消费市场化促进机制。做好绿电市场与传统电力市场的衔接。做好绿电 市场与传统电力市场在价值分配上的衔接，合理制定电力市场规则，提高市场运行的灵活 度，鼓励供给调节能力，加强市场和价格监管，保障可再生能源公平参与市场竞争。做好 两个市场数据信息的衔接。要进一步鼓励以 PPA（即长期采购协议）的方式采购绿电。具 体举措包括建立更加有效全面的电力市场履约机制和发用电主体的信用评价体系，为发电 和用电企业签署较长年份 PPA 提供信心和信用支撑；进一步完善电力市场体系建设，完 善产品结构、提高灵活性，推动电力市场发现价格，为 PPA 提供价格标杆；基于省间电 力计划、新能源基地配套产业等探索具有经济属性的长期购电协议试点，为 PPA 提供模 式参考。

完善绿电交易市场化服务水平和激励机制。保持省电力交易中心电力交易数据的实时 更新，公开绿电交易量以及传统电力交易中绿电占比，及时更新电力消耗间接排放系数， 为电力用户购电决策提供参考。针对同时参与绿电交易和传统电力交易的市场主体，设立 专门的交易监管机构并提供简化的操作流程，将绿电交易和传统电力交易集成到同一平台 上。交易机构与电网企业协调组织相关专业团队，为电力用户提供购电咨询服务，引导电 力用户积极参与绿电交易。打通绿电交易与传统电力交易之间的量价体系，对同一类市场 主体遵循统一的量价措施，逐步实现绿电交易与传统交易的融合。适当为参与绿电交易的 主体提供补贴或税收减免等激励机制，降低企业绿电成本，提高用户参与积极性。 推动碳排放权交易市场主体扩围。推动钢铁、化工、建材等更多高排放行业进入碳排 放权交易市场，丰富交易品种和交易方式；探索建设区域碳排放权交易市场，与全国碳排 放权交易市场相衔接，推动未进入全国碳排放权交易市场的较高排放主体进入省内碳排放 权交易市场。

推动“电 - 碳”市场协同发展。吸收发达国家经验教训，破解电力市场、碳排放权交 易市场在建设模式、市场配额考核规则、市场价格机制、市场交易品种等方面衔接存在的难题，夯实“电 - 碳”市场协同发展、同向发力的政策基础，推动电市场、碳排放权交易 市场的有效衔接、协同联动。

4.总体完成阶段

总体完成阶段（2030 年 -2045 年）：以实现高比例可再生能源开发和利用为主要目标， 推动清洁电力成为电力供应主体，推动电力行业整体碳排放快速下降，为电力行业的碳中 和奠定坚实基础。 （1）源侧：推动可再生能源成为电量供应主体 推动风光可再生能源成为本地装机和发电量的主体。推动光伏与城市、乡村形态深入 融合，充分挖掘本地光伏电源资源的潜力，推动海上光伏规模化开发。推动分散式风电、 低速风电的规模化开发，推动江苏海上风电由近海走向深远海连片开发。2045 年风光可 再生发电装机占比超过 70%，发电量占比超过 50%。 大力提升外来清洁电力的比例。加大与西北风电、西南水电、东南核电等区外清洁能 源基地的合作，持续提升区外调入清洁电力的比重。增加外来清洁电力的输送通道，确保 电力供应的安全。

推动传统燃煤机组转型。推动燃煤机组由传统的提供电力、电量的主体电源逐步转变 为提供可靠容量、电量和灵活性调节型电源。按期关停服役期满的传统燃煤电厂，在具体 的容量目标倒逼下，通过资金补贴等方式在寿命结束前提前关停传统燃煤电厂。综合考虑 经济性和减排目标，推动 CCUS 等技术在燃煤电厂的规模化应用。适度发展燃气发电。根 据地区负荷发展需要，开展“补单”项目建设，充分利用燃气轮机良好的功率爬坡能力和 快速启停优势，与储能电池形成优势互补，实现“增量储能”效果。

（2）网侧：建成以电为核心的区域能源互联网 推动多种新型电网技术形态融合发展。电网全面柔性化发展，常规直流柔性化改造、 柔性交直流输电、直流组网等新型输电技术广泛应用，支撑“大电网”与“分布式智能电 网”的多种电网形态兼容并蓄。持续推动电网数字化、智能化。基于大数据、云计算、5G、数字孪生、人工智能等 新兴技术，加快调控运行体系智慧化升级，为电力生产、输送、调度和消费赋能，满足分 布式发电、储能、多元化负荷发展需求。 推动电网与其他能源多网协同。推动电力系统与天然气、交通、建筑等多领域互联互 通，智能电网与热力管网、天然气管网、交通网络进行互联互通，形成综合能源供应，构 成综合能源系统，推进新能源消纳、实现能源电力系统高效运行。

（3）荷侧：充分挖掘负荷侧灵活性资源潜力 推动终端用能低碳化、电气化。推动工业企业数字化、智能化升级改造，推动工业领 域电能深度替代。加快推动乘用车领域、公共交通等领域的电动化进程，推动长途大型高 速重载车辆（重卡、物流车等）使用。推动光伏建筑一体化发展，推动炊事、供热、制冷 等全面电气化，倡导低碳生活方式。 推进终端用能智能化、灵活化。推动数字化技术、智能化技术在终端用能领域的规模 化应用，使得海量终端用能设备状态可观、可测、可控，推动虚拟电厂、电动汽车、可中 断负荷、用户侧储能等海量用户优质调节资源参与电力市场交易，提升用户侧调节能力， 2045 年推动形成最高负荷 17% 以上的负荷需求响应能力。

（4）储能侧：推动构建短时储能和长时储能相互补充的储能体系 推动构建短时储能和长时储能互补的储能体系，适应高比例可再生能源对储能总量和 储能结构的要求。推动压缩空气储能、电化学储能、热（冷）储能等日内调节为主的多种 新型储能技术规模化应用，实现系统友好型“新能源 + 储能”电站、电网侧独立储能、用 户侧储能削峰填谷、共享储能等模式全面推广。推动以机械储能、热储能、氢能等为代表 的 10 小时以上长时储能技术攻关取得突破和规模化应用，实现日以上时间尺度的平衡调 节，推动局部系统平衡模式向动态平衡过渡。 （5）市场侧：建成周期完整、协调运作的市场交易体系电力中长期交易、电力现货市场、电力辅助服务市场等全面运行，在稳定电力供应的 同时，从不同时间尺度充分反应电力供需关系，提高能源利用效率，促进电力系统运行稳 定性。全国碳排放权交易市场、区域碳排放权交易市场、碳普惠交易市场全面运行，充分 调动社会各类主体参与“双碳”目标实现进程的内生动力。推动电碳市场实现协同运行， 实现能源电力高效率利用、可再生能源高比例消纳、低成本减排等互促共进。

5.巩固完善阶段

巩固完善阶段（2045 年 -2060 年）：以电力行业实现碳中和为主要目标，实现以新 能源为电量供给主体的电力资源与其他二次能源融合利用，助力新型能源体系持续成熟完 善，引领全社会碳中和目标的实现。 源侧：推进电力生产零碳化。持续提升清洁能源发电占比，依托储能、构网控制、 虚拟同步机、长时间尺度新能源资源评估和功率预测、智慧集控等技术的创新突破，推动 新能源普遍具备可靠电力支撑、系统调节等重要功能。通过对存量燃煤机组采用煤炭 - 生 物质掺烧结合 CCUS 技术来实现零碳或负碳排放，燃气发电机组通过 CCUS 技术实现零碳 排放。 网侧：持续深化建设以电为核心的能源互联网。持续提升新型输电组网技术创新突破， 推动电力与其他能源输送深度耦合协同。推动低频输电、超导直流输电等新型技术实现规 模化发展，支撑网架薄弱地区的新能源开发需求。推动交直流互联的大电网与主动平衡区 域电力供需、支撑能源综合利用的分布式智能电网等多种电网形态广泛并存，共同保障电 力安全可靠供应。持续深化电力系统与天然气、交通、建筑等多领域互联互通、协同运行。

荷侧：持续提升负荷侧资源聚合能力。持续推进终端用能电气化、低碳化、智能化、 灵活化，推动电动汽车、用户侧储能、建筑用能设备等优质资源广泛参与电网需求响应， 深化数字化技术、智能化技术在终端用能领域的规模化应用，提升负荷侧资源参与电力需 求响应的广度和深度，实现形成最高负荷 20% 的需求响应能力。 储能侧：推动多类型储能协同运行。推动储电、储热、储气、储能等覆盖全周期多 类型储能的协同发展，打造多层级储能调控体系，统筹管理从秒 / 小时到月 / 季节调节的多类型储能资源，发挥储能等作为应急电源支撑、重要负荷保供、可再生能源消纳等方面 的重要作用，实现抽水蓄能、电化学储能、氢储能等多元储能多场景复用价值，解决新能 源季节出力不均衡情况下系统长时间尺度平衡调节问题，支撑电力系统实现跨季节的动态 平衡。