数字储能网讯：在“双碳”目标引领下，华东“四省一市”电力系统的运行机理正在发生深刻转变：由以往以化石能源电源为主、具备相对可控特征的平衡模式，逐步转向以高比例新能源接入为特征的、具有更强不确定性的平衡模式。2025年迎峰度夏期间，华东区域最高用电负荷6次刷新历史纪录，最大负荷达4.42亿千瓦，同比增长4.97%，峰段供电可用性约束持续趋紧。

供给侧方面，截至2025年底，华东电网总装机7.045亿千瓦，其中新能源装机超过2.8亿千瓦，占比提升至40%。2025年，新能源出力10次创新高，最高出力超1.5亿千瓦；其中2025年2月8日出现光伏最大出力1.0078亿千瓦、新能源最大出力1.2141亿千瓦的冬季最高纪录，表现出需求与供给错位带来的日内调节压力。

从资源禀赋与区际协同角度看，华东地区的海上风电主要集中在沿海省份，抽水蓄能资源在浙江、安徽、福建更具优势。而上海、江苏等负荷中心本地可调节资源相对紧张，需依托跨省互济和输电通道能力，实现电量和容量的双重保障。作为典型的受端电网，外来电已成为华东区域电力供应的重要组成部分。2024年以来，陕皖直流、甘浙直流等工程相继开工，蒙沪直流前期工作加快推进；2025年夏季高峰时段，华东区外直流最大落地电力已超过7800万千瓦，充分体现了外来清洁电和容量支撑在尖峰保供中的现实作用。但也要看到，未来外来电的规模、结构和可靠性仍存在一定不确定性。

目前，极端天气与用电结构演化共同推高的峰值负荷曲线，与风光快速放量带来的新能源发电曲线变化正在重塑电网系统，对电力系统的灵活性、可调节容量与精细化调度提出了更高要求；再加上省别的资源禀赋与外来电通道的不确定性，使“清洁转型与安全保供如何兼容并进”成为急需解决的问题。本文系统分析电力清洁转型与安全保供面临的多重挑战，提出通过构建多级电源保供体系和“源网荷储”协同发力的战略路径，为区域电力系统转型提供决策参考和管理启示。

清洁转型与电力保供面临的主要问题

“以荷定源”嵌入不足，可靠性约束滞后于规划口径

现行电力系统扩容主要基于电量平衡，对尖峰负荷、调节能力及备用容量等刚性约束关注不足，可靠性要求往往在运行和调度环节才被“事后兜底”。随着新能源占比提升，其“能量充沛但出力受限、预测精度有限”的系统特性日益凸显，客观上要求将“能量供给”与“容量支撑”分开考量。在缺乏如有效负荷承载能力（ELCC）等统一度量口径的情况下，各类资源的可靠性贡献难以横向比较，进而形成“装机总量充裕、但高峰时段可用性不足”的结构性矛盾。当前，新能源的可靠性贡献尚未有效纳入中长期规划与电源结构决策的前端环节，已成为清洁转型与电力保供协同发展的首要制约因素。

多时间尺度错配与极端气候叠加

季节尺度上，春秋季能量富余与夏冬季尖峰叠加；日内尺度上，光伏“午高”与负荷“晚高”错位；分钟-小时尺度上，风光快速波动抬高调频和备用需求。在此基础上，极端气候风险进一步增加低概率高损失事件。如长时缺乏光照导致光伏出力持续走低、台风天气导致海上风电大规模停机、严寒期负荷攀升叠加气源紧张等。多时间尺度错配与极端情景耦合，使得系统需要配置利用小时数不高但必要性强的保障性资源，并配套合适的启停规则与补偿机制，否则“以均值为主”的扩容思路难以充分覆盖底线约束。

省际协同潜在效率未完全显化

从区域资源特性来看，浙江、福建具备核电与抽水蓄能优势，江苏与上海是典型的负荷中心，安徽则在抽水蓄能和光伏方面具有“腹地”潜力，彼此间具备天然的互补性。然而，受到规划边界、市场规则、输电通道瓶颈以及收益分配等多重因素的制约，跨省资源优化配置的潜力尚未充分释放。现有试点经验表明，跨省互济对缓解高峰时段电力压力、促进富余新能源消纳具有积极作用。然而，当前互济安排往往具有临时性和行政色彩，缺乏统一的规则体系支撑，未能实现制度化和常态化运作，导致省际协同在实际执行中存在“能做”“敢做”与“愿做”之间的落差。

治理工具链条不闭环，激励约束难以自洽

规划、市场与运行三个环节在数据口径、情景假设和结算规则上尚未实现系统对接，导致无法形成从约束识别、资源配置到价格信号、再到绩效考核的完整闭环。例如，规划阶段对可靠性的设定并未充分反映在容量与辅助服务的价格机制中，而运行阶段的调峰和备用压力，也未能稳定转化为对长期投资的引导信号。这使得“装机持续增长、可用性却阶段性不足”的问题反复出现。由于治理工具链条未能打通，致使“双碳”目标和“保供”任务难以在同一套规则体系下协同实现。

华东区域电力清洁转型与安全保供的管理体系及实施路径

针对上述问题，要在“双碳”目标背景下兼顾华东电网的清洁转型与安全保供，关键在于调整规划方式、优化资源结构、厘清区域分工、健全价格机制，并通过统一的平台和指标体系，将各项举措落到实处。

“以荷定源”调整电源规划方法

在规划层面，核心是把“以荷定源”的要求前移到中长期电源和通道配置决策中。一方面，在年度和中长期工作中同步建立能量平衡表和容量可靠性表。前者在碳排放和非化石能源比例约束下，测算各类电源的年发电量、非化石电量缺口及区外清洁来电的时序分布，保证电量供应量足够、结构可接受；后者以ELCC为主要指标，对水电、核电、煤电、气电、抽水蓄能、新型储能、新能源和需求侧资源在尖峰负荷情景下的可靠出力进行统一折算，并叠加极端气候情景的压力测试，得到尖峰可用性。

另一方面，在同一套测算体系中，统筹考虑能量、电力、调节能力以及跨省输电通道容量的匹配关系。明确新增单位新能源所需匹配的年发电量空间，并测算其对应的调节能力与输电能力需求。通过年度滚动修正与中长期情景分析的联动调整，使能量平衡、电力平衡、日内调节与跨区潮流各环节协同衔接，从而将“以荷定源”内化为电源结构优化的基本逻辑，而非调度环节的事后约束。

提高系统调节能力，强化储能与兜底资源作用

在资源结构层面，华东电网需在保障电量安全供应的同时，着力提升系统调节能力。其中，抽水蓄能作为区域性和系统性调节的核心手段，承担着顶峰、填谷、备用、调频和调相等多重任务；新型储能则侧重于日内快充快放与高精度调节，适合与分布式新能源、园区负荷和数据中心负荷相结合，并积极参与电力现货及辅助服务市场；煤电与气电通过推进灵活性改造和完善启停成本补偿机制，逐步由传统的“电量主体”向“容量和调节主体”转型，在尖峰负荷和系统保底运行中发挥关键作用。根据规划测算，到2040年，华东地区抽水蓄能与电化学储能总规模有望达到约1.24亿千瓦，届时将与灵活运行的煤电机组共同构成支撑高比例新能源运行的主要调节资源。

考虑到严寒、台风、长时缺乏光照等极端情景，仅依靠常规调节资源仍可能存在缺口，有必要在严格约束条件下保留一定规模的应急备用能力。可以通过延缓部分到期机组退役或者保留专用机组等方式，构建低利用率但在极端场景下可快速调用的兜底资源，并在制度上明确启停条件、成本约束和退出机制，防止其在日常运行中被当作常规电源。按照统一口径测算，2030年、2035年和2040年，华东应急备用能力需求分别约为264万千瓦、504万千瓦和1148万千瓦，应与抽蓄、储能和省际互济一起纳入容量与可靠性约束进行统筹考虑。

区域分工与省际互济，明确各省在协同格局中的角色

华东“四省一市”的资源禀赋与负荷结构存在显著差异，亟需在统一的减碳保供目标下，形成分工清晰、协同高效的区域功能布局。

上海：作为负荷密度极高的超大城市，土地与可再生能源发展空间有限。应重点依托外来清洁电力、本地新型储能及深远海风电示范，强化城市供电的安全底座。

江苏：既是负荷中心，又拥有丰富的海上风电和集中式光伏资源。需统筹“自有清洁电开发”与“承接区外来电”，同步加快抽水蓄能和新型储能建设，实现电量保障与容量调节的平衡。

浙江：具备核电、海上风电和抽水蓄能等综合优势，可聚焦构建“高非化石能源比重+高调节能力”的电源结构，打造华东区域能源转型的典型示范。

安徽：光伏和抽水蓄能资源条件优越，同时处于多条输电通道的交汇节点。宜定位为区域平衡型省份，着力提升调节能力与通道枢纽功能。

福建：核电与海上风电起步较早，抽水蓄能资源基础良好，可继续发挥先行优势，在清洁能源开发与体制机制创新方面发挥示范引领作用。

在分工基础上，省际互济应从一次性安排转向有规则约束的长期机制。具体可从以下三方面推进：首先，在交易机制方面，可探索建立年度和季度跨省合同叠加周度滚动优化、日内校核的多时间尺度互济模式，允许合同拆分与转让，使跨省交易更加贴近负荷变化和价格信号。其次，在责任与价格机制方面，应在制度上明确外来清洁电在尖峰时段承担的容量和备用责任，通过容量和辅助服务结算体现其实际贡献；同时，针对春秋季富余新能源，形成常态化疏解路径和价格安排。最后，在输电通道保障方面，应在国土空间和电网规划阶段，同步预留关键廊道和通道扩展空间，提升通道扩容能力和潮流重构的弹性，使省际互济从应急手段逐步成为华东地区清洁转型与电力保供协同运行的基础条件。

市场规则与需求侧参与

为使前述规划和各类资源组合在项目上具备可实施性、在经济上具有可持续性，必须借助市场机制提供清晰的价格信号和明确的收益预期。具体可从以下两方面推进：

一方面，在容量价值评估与定价方面，应针对抽水蓄能、新型储能、灵活煤电、需求响应及虚拟电厂等资源，统一采用ELCC口径进行容量贡献测算。同时，引入包含出勤率、可用率、响应速度和偏差情况在内的绩效权重，将评价结果直接与容量补偿和辅助服务结算挂钩。此举旨在使资源的长期投资收益更加贴近其实际可靠性贡献，避免仅关注技术指标而忽视实际运行表现，从而引导社会资本投向真正有助于提升系统安全性的资源领域。

另一方面，将需求侧资源从偶发性的应急手段，转变为准入清晰、运行稳定的系统调节资源。通过完善市场规则，将工业可中断负荷、楼宇可控负荷、充换电设施及用户侧储能等，纳入电能量交易、辅助服务市场和容量备用机制，并明确其参与条件、计量方式、结算规则与违约责任。在规划目标层面，力争到2030年实现需求响应可调用规模达到最大负荷的约5%，到2040年提升至约7%。将此目标纳入容量规划与备用统筹，使其与电源侧扩容形成协同发力的格局，推动源网荷储各环节在经济激励的引导下形成系统合力。

从分析判断走向闭环管理

在信息和治理支撑方面，有必要建设贯通规划、运行和交易全过程的区域级数智平台，统一数据口径与模型假设，构建共享的情景库和参数库。平台应定期输出包括能量平衡、容量充裕度、调节能力匹配、省际潮流等方面的诊断结果，为规划修正与规则优化提供数据支持；同时，应建立覆盖需求响应、虚拟电厂、新型储能、抽水蓄能、煤电和外来电等资源的可调用资源清单，明确各类资源的调用边界与响应特性。围绕缺口成本、弃风弃光率、备用率、尖峰可用率、需求响应成功率、度电综合成本等关键指标开展年度及滚动评估，将实现“双碳”目标与保供协同要求细化为可观测、可考核的指标体系，以实现系统协同水平的持续监测与优化。

在实施节奏上，可设置2030年、2035年和2040年为关键阶段节点。到2030年，重点推动“以荷定源”与容量价值计价机制的落地，初步建成区域级数智平台框架；到2035年，抽水蓄能与新型储能进入规模化发展阶段，需求响应与虚拟电厂形成常态化的可调节资源池，市场规则与调度运行的衔接趋于顺畅；到2040年，在高比例新能源的背景下，将备用率控制在合理区间内，抽水蓄能与电化学储能合计规模达到约1.24亿千瓦，需求响应可调用规模占最大负荷比重约达7%，实现清洁占比、系统调节能力与市场效率之间的基本协调。

结论

华东电网的清洁转型与保供协同需要在一套相互嵌套、相互制约的制度体系中重构电力可靠性的生产关系。综合本文研究，核心路径与政策建议如下：

一是将“以荷定源”成为规划内核，推动可靠性指标与极端情景压力测试前移到资源配置决策环节；二是通过统一、透明、与绩效挂钩的价格机制体现出容量与灵活性价值，形成可持续的投资与改造激励；三是推动省际互济由阶段性试点上升为制度化常态，有效划分外来清洁电与容量支撑的责任和收益边界；四是构建贯通规划、调度与交易功能的数智平台，将协同要求落实到可执行的资源清单和调度指令中。