江苏省电力系统发展现状、形势及特点有哪些？

电力需求和绿电比重均稳步增长。

江苏省经济社会持续健康发展，电力需求和最大负荷都 在持续增长。2023 年，全省最大负荷 1.33 亿千瓦（夏季），同比增长 1.02%，冬季最高用电 负荷达 1.32 亿千瓦，同比增长 22.0%，创冬季负荷新高。全社会用电量 7832 亿千瓦时，同比 增长 5.86%，接近 2016 年用电量的 1.5 倍。初步测算，全省非水电可再生能源发电量占全社 会用电量比重为 15.7%，全部可再生能源发电量占全社会用电量比重为 23.3%。

电源规模扩大且不断优化。截至 2023 年底，全省装机容量 17965.79 万千瓦，年累 计发电量 6272.54 亿千瓦时，同比增长 5.44%，其中新能源在电源装机和发电量的占比 方面都有大幅提升。截至 2023 年底，全省新能源装机容量 6519.72 万千瓦，占总装机 比重为 36.29%，是 2016 年 12% 的三倍。其中风电装机 2286 万千瓦、光伏发电装机 3928 万千瓦。发电量方面，风电发电量 537.47 亿千瓦时，同比增长 4.80%；光伏发电 量 357.87 亿千瓦时 ，同比增长 40.37%。

区外来电稳步扩大。2023 年江苏净受入区外电量 1560 亿千瓦时，同比增长 7.5%， 首次突破 1500 亿千瓦时大关。2023 年最大受入电力 3360 万千瓦，同比增长 3.4%，占 全社会最大用电负荷约 25.3%。 电网供电能力不断增强。截止 2023 年底，江苏电网拥有 35 千伏及以上变电站 3342 座、输电线路 11.08 万公里。建成并安全运行 ±800 千伏锦苏、雁淮、锡泰、白鹤滩直 流和 1000 千伏淮南 - 上海交流工程，形成了“一交四直”特高压混联、“七纵七横”500 千伏输电网的坚强网架，新建 110 千伏及以上变电容量 1976 万千伏安，线路 2800 公里。 电网输配供能力进一步增强，有力保障了全省电力供应和国民经济发展。

主动引领经济发展，功能定位需要改变。电力系统发展应逐渐向跨行业、跨领域协同 转变，实现经济高效低碳发展，充分发挥技术创新对电力系统转型升级的支撑作用。 电力需求持续增长，系统保供能力需进一步增强。江苏经济发展显现了较强的潜力和 韧性，电力需求仍将保持稳定增长，新能源时常出现用电高峰时段新能源出力同时率低于 10% 的情况，带来电力供应的不稳定，短期内电力短缺风险依然存在，需要多措并举提升 电力保供能力。 新能源快速发展，系统调节能力亟待提升。新能源占比不断提高，快速消耗电力系统 灵活调节资源，间歇性、随机性、波动性的特点使得系统调节更加困难，系统平衡和安全 问题更加突出，调节性资源建设面临诸多约束，区域性新能源高效消纳风险增大，制约新 能源高效利用。 电网“双高”特征更加明显，系统安全稳定水平亟待提升。我省新能源及区外直流来 电的快速发展，高比例新能源、高比例电力电子设备、低系统转动惯量带来电网安全运行 的不稳定，电网形态复杂化、运行方式多样化的特点愈发明显。

供给结构新：积极推动“三大“基地建设，内外双扩着力改善电力供给能力与结构。 在现有超 8000 万千瓦煤电机组基础上，推动“先立后改”等保障性支撑电源建设，自 2021 年以来新增清洁高效支撑性电源项目共计 2330 万千瓦；有序发展燃机，在现有超 2066 万千瓦气电基础上，新增燃气轮机创新发展示范项目建设。重点发展海上风电，推 动建成近海千万千瓦级海上风电基地；规范发展陆上风电，适度布局集中式陆上风电，因 地制宜开发分散式风电；推动分布式光伏发展，支撑“光伏 +”集中式光伏基地建设。探 索新能源一体化发展模式，培育可再生能源发展的新模式、新业态，推进以可再生能源为 主、分布式电源多元互补、与储能、氢能等深入融合。进一步推动区外来电引入规模和非 化石能源发电占比双提升，实现电力资源的优化配置；充分利用华东区域特高压交流电网 以及 500 千伏省间联络线路，优化电力调度，实现电力互补互济。 系统形态新：交直流柔性混联技术多场景应用，源网荷储多维度扩展。加快推进传统 交流主干网向交直流混联转变，开展 UPFC、移相器、嵌入式直流、多端直流互济、海风 柔直送出多类型试点示范，积极构建交直流混联的北电南送新格局。积极丰富“嵌入式” 直流应用场景，重点针对江苏省北电南送过江、城市负荷中心供电以及区域电网联络等场 景，采用“嵌入式”直流补充优化交流电网。持续提升北电南送过江断面输电能力，通过 东部 GIL 直流输电工程，布局“嵌入式”直流、背靠背等工程，持续增强过江断面输电能力。 加快现代智慧配电网建设，优化加强配电网网架结构，推动配电网智能化升级支撑海量终 端资源的挖掘和调用，满足大规模新能源就地、就近、就低接入需求。统筹运用好多元储 能设施，积极推动储能项目建设，以适应电力系统多时间尺度的调节需求。推动新型共享 储能规划建设，推动独立新型储能项目可参与中长期交易和辅助服务等市场交易。

运行模式新：依托机制聚合调节要素，自上而下转变系统运行机理。提高新能源功率 预测精度，完善调度运行辅助决策功能，深化极端天气下功率预测技术研究为电力系统的 调度和运行提供更可靠的依据。推动电力系统绿色安全调度运行。推动建立多层多级的新 能源及储能协同控制体系，完善分层分级动态功率控制策略，逐步建立省、市级电网协同 化管理机制。提升配电网精准控制能力，提高能源电力全环节全息感知能力，提升分布式 能源、电动汽车和微电网接入互动能力，推动源网荷储协同互动、柔性控制。增强负荷侧资源调节能力，搭建需求响应 + 辅助服务的协同响应体系，积极培育电力源网荷储一体化、 负荷聚合服务、综合能源服务、虚拟电厂等新业态新模式，支持各类负荷资源的全接入、 全监测、全管理和全方位服务，强化荷端协调互动能力。逐步构建主配微网协同的新型有 源配电网调度运行模式，开展交直流混合配电网、柔性互联等新技术应用，有效提升配微 电网灵活调度能力。