2025年江苏电力需求侧资源分析：2000万千瓦调节潜力引领新型电力系统建设

随着"双碳"目标的深入推进，江苏省作为经济大省和能源消费大省，正面临着新能源消纳和电力保供的双重挑战。2024年，江苏全社会用电量首次突破8000亿千瓦时，最高用电负荷达到1.47亿千瓦，风光新能源装机占比超过40%。在这一背景下，需求侧资源作为新型电力系统建设的关键支撑，正展现出巨大的发展潜力。本文将深入分析江苏需求侧资源的现状、潜力及发展路径，为行业提供全面的参考。

一、江苏电力供需现状与需求侧资源开发紧迫性

江苏省作为长三角经济圈的重要组成部分，电力消费规模持续攀升。2024年，全省GDP总量达到13.7万亿元，增速为5.8%，带动全社会用电量达到8487亿千瓦时，同比增长8.4%。其中第二产业用电量5752亿千瓦时，同比增长5.9%；第三产业用电量1464亿千瓦时，同比增长11.3%。用电负荷方面，2024年江苏迎峰度夏期间全网最高用电负荷7次创新高，最高达1.47亿千瓦，同比增长11.3%，增幅位居全国第一。

在电力供应侧，江苏电源装机规模持续增长，截至2024年底全省发电装机容量突破2亿千瓦，达到20409.3万千瓦，同比增长14.1%。其中火电装机10952.2万千瓦，占比53.66%，较"十三五"末降低17.7个百分点；风光新能源装机8486.2万千瓦，占比41.6%，较"十三五"末上升18.7个百分点。2024年全省发电量为6703.75亿千瓦时，同比增长6.91%，其中风电和光伏发电量1143.54亿千瓦时，同比增长27.72%，占全省发电量的17.06%。

未来五年，江苏电力供需形势将更加严峻。预计2030年全社会用电量需求在1.2万亿千瓦时左右，全社会最高负荷将突破1.8亿千瓦。同时，风光新能源装机将达到1.7亿千瓦，占比超过50%。这种高比例新能源接入将给电网运行带来巨大挑战，特别是在极端天气频发的背景下，源荷匹配更加困难。预计2030年早间光伏出力骤升时刻，最大功率波动达每小时2500万千瓦；下午时段最大功率波动达每小时3120万千瓦。在风光新能源、负荷侧资源不参与电力平衡条件下，江苏电力供应用电晚高峰期可能存在1750万千瓦左右的供电缺口。

面对这一形势，单纯依靠供给侧调节资源已难以满足需求。需求侧资源开发利用成为解决电力保供和新能源消纳难题的关键路径。江苏省作为电力需求响应的先行者，在工业负荷、非工空调、电动汽车等需求侧资源方面具有显著优势，为规模化开发提供了良好基础。

二、需求侧资源潜力评估与细分领域分析

根据测算，到2030年江苏需求侧资源调节潜力可达2000万千瓦，占全省最高用电负荷的5%以上。这一巨大潜力来自多个细分领域，各具特色。

工业负荷作为需求侧资源的优先挖掘方向，具有规模大、规律性好、可控性强的特点。江苏工业用电量占全社会用电量比重接近七成，其中纺织行业最高可实现35%左右的响应调节潜力，电解铝最高可实现约22%的响应调节潜力，钢铁行业最高能实现约20%的响应调节潜力。按照保守估计测算，2030年江苏工业行业的需求响应潜力在600万千瓦以上，约占工业用电负荷的10%。工业生产过程中的热能需求也为灵活性资源开发提供了机会，通过"电制热+蓄热蓄冷"等形式可以实现低碳、低成本制取蒸汽。以常州某工业园区为例，将热泵与蓄热技术相结合，每吨蒸汽耗电量由750千瓦时降至410千瓦时，系统能效比可达1.85，制汽成本降低50%。

电动汽车作为移动储能装置，正展现出巨大的调节潜力。2024年全省新能源汽车保有量为269.1万辆，预计2030年将突破1000万辆。以每车10千瓦充电功率、参与率5%测算，预计2030年电动汽车可提供500万千瓦的新能源消纳潜力。参照江苏电动汽车充电曲线及增长趋势综合测算，2030年电动汽车将能提供180万千瓦的削峰潜力。在V2G技术应用方面，参照无锡车网互动实践，单车反送电功率约40千瓦，按照2030年江苏具备V2G功能的充电桩150080%测算，预计电动汽车可以为电网额外提供4.8万千瓦的削峰潜力。

空调负荷是优质的可调负荷资源，2024年江苏空调负荷已突破5000万千瓦，商业及公共楼宇空调负荷约为1800万千瓦，中央空调占比达80%。预计2030年空调负荷可能达到6500万千瓦，按照非公空调中的中央空调占比30%参与率计算，每次调控2摄氏度，空调负荷可提供调控潜力约234-312万千瓦。通过冰蓄冷空调改造，按照每日蓄能6小时、蓄能负荷占空调最大负荷30%计算，到2030年，空调负荷日调节潜力将达到400万千瓦，日可平移制冷电量潜力达到2600万千时。

用户侧储能发展迅猛，截至2025年6月，全省用户侧储能总额定功率已达185万千瓦，提前并超额完成2027年目标。参照近年来江苏用户侧储能发展态势，2021-2024年间年均增速高达101%，考虑存量空间下降和政策影响，后续按年均增长25%测算，预计2030年江苏用户侧储能将达到446万千瓦，按照90%的充电深度测算，可为电网提供400万千瓦的双向灵活调节潜力。

5G基站和数据中心作为新兴需求侧资源也展现出显著潜力。2024年江苏累计建成5G基站29.4万个，预计2030年将达到40万个左右，仅5G基站的备用电池就可提供80万千瓦左右的负荷调节潜力。数据中心方面，2030年全省数据中心机架规模将达120万标准机架，总IT负荷将达480万千瓦，按照70%数据中心配置发电机组测算，理论负荷调节潜力将达到420万千瓦以上。

三、需求侧资源开发利用路径与政策建议

江苏省需求侧资源开发利用已形成数智化赋能、分时电价引导和市场化激励三大路径，这些路径协同推进将为需求侧资源规模化开发提供有力支撑。

数智化赋能路径是基础性工程。江苏负控终端已实现50千伏安以上容量客户的全覆盖，为需求侧资源管理奠定了坚实基础。下一步需要建设智能检测与智能感知体系，在重点区域推广负荷监测终端、设备控制器等感知设备，部署边缘计算节点，采用5G、LoRa等物联网技术构建低时延、高可靠的通信网络。同时需要完善江苏新型电力负荷管理系统功能，支撑虚拟电厂、智能微电网等新型经营主体的接入，引入机器学习、深度学习等人工智能技术，开发高精度负荷预测算法和优化调度算法。在资源聚合与协同调度方面，需要建立"省级-市级-聚合商"三级调度体系和"供电公司-运营商-用户"三方协作机制。常州虚拟电厂管理中心的实践表明，通过平台已接入虚拟电厂13家，聚合用户3508户，聚合容量达到58.67万千瓦，最大上调能力16.12万千瓦，最大下调能力显著。

价格引导路径是激发用户参与积极性的关键。2025年6月1日起，江苏实施了新一轮分时电价政策，将工商业分时电价执行范围扩大到执行工商业电价的电力用户，增设了午间谷时段，优化了浮动比例。未来需要进一步优化分时电价时段，结合全省净负荷分布特征和用户用电行为特性，增加午间深谷时段和晚间尖峰时段，探索分区动态分时电价。同时需要调整分时电价浮动比例，适当提升浮动比例，激发用户调整用电行为的自觉性。扩大分时电价执行范围也是重要方向，将尖峰电价的适用门槛由现行的315千伏安下调至100千伏安及以上的工业用户，将工商业分时电价强制执行范围扩大到所有执行工商业电价的电力用户。在专项分时电价方面，需要出台更具针对性的电动汽车充换电设施分时电价，扩大蓄冷平谷价差，引导新建楼宇应用冰蓄冷空调。

市场化激励路径是需求侧资源常态化运行的核心。江苏已建立需求响应市场，并开放现货市场和辅助服务市场，参与长三角区域需求侧资源余缺互济市场。2024年江苏出台《江苏省电力需求响应实施细则》，新增负荷聚合商、虚拟电厂运营商等新兴经营主体，将需求响应方式按照提前通知时间分为三类，对实时需求响应的快上快下实施"容量+度电"两部制补贴。2024年，江苏需求响应启动一次，全省实际有效响应用户381户，总有效响应量为43.6万千瓦。下一步需要完善电力辅助服务市场，探索建立爬坡、备用等电力辅助服务市场，加强多方市场间的衔接，实现辅助服务市场与能量市场联合出清。跨区域市场联动也是重要方向，鼓励江苏需求侧资源积极参与长三角省市间富余需求侧可调节资源互济交易。同时需要完善现货市场机制，从规则层面推动需求侧灵活性资源公平入市，与火电机组同台竞价。

政策支持方面，需要强化顶层设计，将需求侧资源的灵活性能力作为常态化灵活性调节能力纳入电力发展规划、能源规划的范畴。加强行政指引，持续优化分时电价政策。完善市场机制，加快建设适应高比例新能源发展的辅助服务市场。加快产业培育，积极培育虚拟电厂、智能微电网、负荷聚合商等新型经营主体。建立多方协同联动机制，加强信息共享和沟通，共同推动需求侧资源的规模化开发和常态化利用。

四、典型案例分析与实践经验借鉴

江苏省在需求侧资源开发利用方面已积累丰富实践经验，多个典型案例值得深入分析和借鉴。

常州虚拟电厂管理中心作为全省首家揭牌的市级虚拟电厂管理中心，于2024年11月15日正式揭牌。该中心依托江苏新型电力负荷管理系统，开发上线虚拟电厂监测管理平台，有效聚合微电网、充电桩、5G基站等需求侧可调节资源。平台已接入虚拟电厂13家，聚合用户3508户，聚合容量达到58.67万千瓦。中心开展虚拟电厂参与电力市场的机制研究，建立了"供电公司-运营商-用户"三方协作机制，常态化开展虚拟电厂削峰、填谷等资源调用。在2024年10月30日的短期可调负荷辅助服务出清过程中，常州1家一类用户直接参与，11家售电公司代理67家二类用户参与，出清调节电量757.27兆瓦时，占全省总量的15%。

国网常州供电公司探索建设的新型电网主配微协同控制运行平台于2023年12月投运，接入可调资源聚合商7个，聚合分布式光伏7100余户、储能场站13座、充电场站148个、微能源网4个，汇集了可调节资源2.6万千瓦，整体调节能力相当于一座110千伏变电站。该平台通过光纤、无线专网等多种通信方式，将电网调度系统中的调控云与微能源网、可调资源聚合商等第三方能源系统相连接，形成统一、互联、可管理的共享共用资源池。2023年12月8日，该平台成功应对了分布式光伏午间出力大导致的潮流倒送电情况，通过协同控制功能，向5个可调资源聚合商发出了2000千瓦负荷上调指令，在1分钟内解决了分布式光伏消纳问题。

昆山南星渎光储充换配微协同示范站作为江苏首座AI智慧调控光储充换一体化站，于2025年1月3日投运。该站集充电、光伏、储能、换电为一体，包含直流充电桩18 * 120千瓦、V2G充电桩2 * 60千瓦、超充堆2 * 600千瓦、光伏350千瓦、电化学储能100千瓦/215千瓦时、柔性互联装置250千瓦及换电站625千瓦/2100千瓦时。通过配微协同控制EMS系统建设，站内各类型充电桩、换电站、储能、空调负荷都具备分钟级、全容量柔性调控能力。该站应用基于大模型的微电网运行控制技术，实现智能优化光伏、储能、充电桩协同运行，光伏消纳率从96.0%提升至99.7%，储能日均放电量提升48.12千瓦时，套利能力提升25.1%。

国内外经验表明，政策支持与法规保障是需求侧资源常态化发展的基础。美国通过政策法规明确需求侧资源参与电力市场交易的权利，并通过补贴、税收优惠等激励措施推动需求侧资源的市场化发展。欧盟通过统一电力市场机制，促进跨国电力资源共享互济。山东在全国范围内率先建立并实施"五段式"分时电价机制，将1天分为尖、峰、平、谷、深谷五个时段，有效引导用户削峰填谷。2024年度夏晚高峰，山东有7万多千瓦的充电负荷主动转移到低谷时段，相当于把32%的高峰充电量转移，实现了车主降本、电网削峰、新能源消纳的多赢。

美国PJM电力市场的经验也值得借鉴，该市场中需求响应容量占电力市场高峰负荷的比重在6%-7%之间。2020年，参加零售需求响应计划的客户数量约为1160万，约占美国家庭的1/10。需求响应资源主要收益来源于参与容量市场，单项费用占比最低的年份都超过80%。这种市场化机制为需求侧资源参与提供了稳定预期和持续激励。

以上就是关于江苏电力需求侧资源的全面分析。随着新型电力系统建设的深入推进，需求侧资源正从辅助角色转变为关键支撑。江苏省凭借丰富的资源基础、先进的技术支撑和不断完善的市场机制，在需求侧资源开发利用方面走在全国前列。到2030年，2000万千瓦的需求侧资源调节潜力不仅能够有效解决电力保供和新能源消纳难题，还将为电力行业绿色低碳转型提供重要路径。未来，通过数智化赋能、价格引导和市场激励的协同推进，江苏需求侧资源开发利用将进入规模化、常态化发展的新阶段，为全国提供可复制、可推广的经验借鉴。

编辑：666知识控