2025年东部负荷中心低碳保供与灵活性资源潜力研究：2030年最小煤电容量需求达94%基准值

自然资源保护协会(NRDC)与中关村储能产业技术联盟(CNESA)联合开展的《东部负荷中心低碳保供与灵活性资源潜力研究》显示，东部区域在迎峰度夏、度冬期间电力供需形势偏紧，时有发生有序用电的情况。多数省份安排了较多煤电项目作为调节支撑性电源，然而，高峰时电力存在缺口的时间一年中往往也就几十小时，若仅仅通过增加煤电机组提高支撑能力，不仅会加重环境负担，也会造成资源的浪费。在此背景下，研究东部负荷中心地区低碳电力保供和灵活性资源的潜力，对实现能源结构优化、保障电力供应安全和推动绿色低碳发展具有重要意义。

一、东部区域电力供需形势：清洁能源装机近45%但仍有15-20%电力缺口

截至2024年底，东部区域电源装机结构呈现多元化特征，包括风、光、水、火、核电等。其中调度口径火电装机占比50%、年发电量占用电量55%，调度口径清洁能源装机近45%，电源结构清洁转型进程加速。东部区域拥有我国最大、电压等级最高的区域电网，呈现以长三角都市群为中心的网格状受端大电网格局。2024年，全网调度口径最高用电负荷超4.2亿千瓦，高峰时段电力保供形势紧张。

从发电侧情况来看，各省市特点各异。江苏电源多元，新能源装机和发用电量规模为区域前列；浙江电源均衡，新能源发电利用有限；安徽电源丰富，光伏发展迅速；福建清洁电源占比高，电力供应总体富余；上海电源有限，以火电为主。从用电侧情况来看，区内供需偏紧，电力电量存在15%~20%的缺口，各省市的跨省电力交换需求大，外来电受入规模较高。

表1 2024年东部省市及全网发用电概况显示，江苏年最大负荷达14706万千瓦，年用电量8487亿千瓦时；浙江年最大负荷12334万千瓦，年用电量6780亿千瓦时；安徽年最大负荷6354万千瓦，年用电量3598亿千瓦时；福建年最大负荷5433万千瓦，年用电量3331亿千瓦时；上海年最大负荷4030万千瓦，年用电量1984亿千瓦时。全网合计年最大负荷42100万千瓦，年用电量24186亿千瓦时。

随着清洁电源转型加速，区域系统调峰及备用压力逐步增大。区内联络通道难以支撑区内跨省互济需求，跨区直流通道也难以匹配区外受电需求。研究显示，东部区域亟需充分挖掘区内低碳灵活性资源潜力，通过跨省跨区联络线规划、低碳灵活性资源跨省互济等手段，推动东部负荷中心低碳转型下的可持续高质量发展。

二、低碳灵活性资源潜力：2035年需求侧资源容量需求达5108万千瓦

东部区域低碳灵活性资源主要包括需求侧资源、抽水蓄能电站和网侧新型储能三大类。研究建立了低碳保供与灵活性资源需求优化模型，以系统总成本(含投资、运行、碳排放成本)最小为优化目标，在装机规模投资决策、系统平衡、输电容量、抽蓄储能充放电平衡、常规机组发电特性等运行模拟约束下，统筹优化东部负荷中心电力低碳保供所需的新能源、新型储能、需求侧响应、省间电力互济和煤电等资源规划容量。

基准场景分析显示，2025年、2030年和2035年东部区域对各类低碳灵活性资源的需求呈现快速增长趋势。其中，需求侧资源容量需求将从2025年的2152万千瓦增长至2035年的5108万千瓦；新型储能从551万千瓦增长至3000万千瓦；抽水蓄能从2094万千瓦增长至7000万千瓦。这些低碳灵活性资源将在电力系统中发挥越来越重要的调节作用。

研究特别分析了7月和2月典型日的资源出力情况。7月典型日19:45-21:00有晚间尖峰调节需求，网侧新型储能和抽蓄电站以大功率短时放电缓解供电压力。各目标年份晚间顶峰持续不超2小时，2030、2035年的尖峰时段稍有后移，因储能、需求侧资源容量增加发挥了峰段时移作用。2月典型日10:45-15:45有午间低谷调峰需求，因光伏大发和负荷低谷，网侧新型储能、抽蓄电站以大功率充电缓解光伏消纳压力。对比各目标年份，2025年低谷调峰需求约1小时，2030、2035年增至3-4小时。

在调用机制方面，省市层面已建立需求侧资源响应激励机制，费用疏导方式各有不同；区域层面，华东能源监管局2024年6月发布《长三角省市间富余需求侧可调节资源互济交易规则(试行)》，并于7月31日-8月1日开展第二轮调电试运行，覆盖江苏、浙江、安徽和上海，共计34家需求侧经营主体参与，最大成交电力30万千瓦。这种机制利用省市间最高负荷的时空差异，实现了安徽支援上海、江苏、浙江高峰电力各10万千瓦的互济效果。

三、煤电达峰路径：2030年最小煤电容量需求为94%基准值

研究在基准场景基础上，通过加速场景分析探讨了东部区域煤电达峰路径。结果显示，在基准场景下，煤电装机在2030和2035年分别为29500万千瓦、29000万千瓦。为探讨煤电规划冗余程度，研究以上述装机容量为基准值按1%逐次减少，反复进行仿真测算，分析东部区域满足系统安全运行前提下煤电最少需要部署多少装机。

结果显示，2030年最小煤电容量需求为94%基准值（约27730万千瓦），2035年最小煤电容量需求为95%基准值（约27550万千瓦）。煤电规模进一步下降则会导致超出运行备用约束。基于最小煤电容量需求，考虑5%的容量裕度及2030年后煤电逐步减少，加速场景下2030-2035年间东部区域对煤电装机的最大需求实际为29117万千瓦，低于基准场景2030年前煤电规划值。

研究还对煤电达峰时间进行了预测。考虑现有煤电规划按照线性、对数两类增长情况，以实际发展规模达到仿真最大需求值为止，则煤电装机预计在2027年（对数增长）或2028年（线性增长）达峰。发电量方面，加速场景下2030-2035年间东部区域对煤电年发电量的最大需求约14382亿千瓦时，较基准场景最大煤电发电量降低约75亿千瓦时。煤电发电量预计在2026年（对数增长）或2027年（线性增长）达峰，较装机达峰时间稍有超前。

研究特别分析了新型储能对煤电的替代效应。在进行2030年最小煤电容量需求分析时发现，当煤电需求降至基准值的98%至96%时，新型储能可以约150万千瓦新建容量，代替2%煤电减少容量（590万千瓦）发挥保供作用，容量替代等效比为1:3.86。这反映出2030年煤电基准容量（规划值）充裕度较高。但当煤电需求减少至基准值的96%，系统对新型储能需求饱和且达到峰值，表明新型储能对系统保供容量需求的支撑时长有限，无法完全替代煤电。

四、长三角电力互济机制：构建灵活性资源市场化配置平台

为应对区域度夏度冬期间顶峰保供缺口、新能源消纳困难的双重困境，国家能源局华东监管局于2024年6月发布《协同推进长三角省市间电力互济交易工作方案》，以"电力互济、错峰互补、容量互备、供需互动"为着力点，构建了较为完善的区域省间电力市场规则体系。

该机制主要包括四个方面：一是完善富余发电资源跨省互济，建立以周为时间维度，按时段高频连续交易的互济机制；二是完善备用调峰辅助服务互济，由日前向日内扩展；三是新建富余新能源消纳互济交易，在日内调峰交易结束后启动；四是新建富余需求侧可调节资源互济交易，在发电侧跨省互济资源用尽的情况下启动。

研究同时指出了机制实施中的难点及应对策略。首要难点是各省有各自的电力保供考核压力和新能源消纳指标，但现阶段文件并未明确各省市保供能力和新能源保消纳能力的评估标准，导致灵活资源参与跨省互济的交易活跃度低。对此，建议区域层面统一出具各省市保供能力和消纳能力的评估标准，尽可能扩大可参与省间互济的需求侧资源池。

第二个难点是富余需求侧可调节资源互济交易中，买方省的省间购电量费用通过代理购电量的形式结算，相应损益向本省全体工商业用户疏导，用电侧在保供紧张时段的分时责任有待进一步细化。研究建议适时将疏导方式转为由相应时段未提供弹性响应的主体承担，体现保供资源的价值分时和用电主体的责任分时。

第三个难点是富余需求侧可调节资源互济市场存在资源倾斜与价格上限问题。研究建议阶段性放开或松弛电力互济交易的价格上限约束，由市场主导尖峰时段的价格形成、反映灵活资源的真实价值。

以上就是关于东部负荷中心低碳保供与灵活性资源潜力的全面分析。研究表明，在"双碳"目标下，东部区域电力系统正经历深刻转型，面临着保障电力供应安全与推动低碳发展的双重挑战。通过科学规划各类低碳灵活性资源的发展路径，优化长三角电力互济机制，东部区域完全可以在确保电力安全的前提下，实现能源结构的清洁低碳转型。特别是2030年最小煤电容量需求为94%基准值这一发现，为科学制定煤电发展政策提供了重要参考。未来，随着新型储能技术进步和成本下降，需求侧资源潜力充分释放，以及跨省跨区电力互济机制的不断完善，东部负荷中心将走出一条具有中国特色的电力系统低碳转型之路。

编辑：666知识控