“负荷中心的能源需求不仅是‘量’的问题，更有更高‘质’的要求——既要满足持续用能需求，又要兑现低碳承诺；既要应对新能源接入带来的电网波动，又要保障系统安全稳定灵活。”中关村储能产业技术联盟秘书长刘为在近日召开的“源网荷储智多场景用户侧储能应用沙龙暨负荷中心低碳保供与灵活性资源潜力研究成果发布会”上指出，东部及南部负荷中心作为经济与能源核心区，其低碳转型与安全保供直接关系全国“双碳”目标落地进程。

　　会上，中关村储能产业技术联盟、华南理工大学研究团队联合自然资源保护协会发布《负荷中心低碳保供与灵活性资源潜力研究——东部区域》《负荷中心低碳保供与灵活性资源潜力研究——南部区域》主报告和储能子报告四份研究报告，从资源优化配置的角度系统性分析了东部和南部区域电力供需情况、灵活性资源潜力，以及支撑其发展的配套机制，为推动负荷中心能源结构优化、电力供应保障和绿色转型提出发展建议。

　　■■ 电力保供面临平衡压力

　　东部区域主报告聚焦江苏、浙江、安徽、福建和上海五省一市。作为我国经济最发达、能源需求最集中的区域之一，随着用电负荷增长及新能源装机占比提升，东部区域面临夏冬季节高峰保供和春秋季节新能源消纳压力。

　　数据显示，2024年，东部地区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。区内以1000kV特高压交流骨干网和500kV环网为主干实现省际互联，开设省间电力互济交易品种，跨省互济成为常态化保供手段。但随着清洁电源增长、煤电退役，系统消纳、备用压力增大，现有联络难以满足更频繁、更大规模的跨省电力互济需求；跨区通过跨区直流与五大区域电网相连，现有联络通道理论上可提供最高超8000万千瓦的区外来电，满足东部区域最高用电负荷近20%需求，缓解度夏度冬保供压力。但随着区域经济进一步增长、电源清洁化转型加快，叠加干旱年份水电不足导致的区外来电不稳定，现有跨区联络通达仍然难以满足迅速增长的用电需求。

　　南部区域则聚焦广东、广西、云南、贵州、海南五省区，其电网东西跨度近2000公里，能源种类丰富。截至2024年底，南部区域统调装机容量5.56亿千瓦，其中，煤电1.82亿千瓦、水电1.26亿千瓦、核电2198万千瓦、风电6028万千瓦、光伏1.34亿千瓦。煤电占据主导地位，水电占比显著高于全国平均水平。

　　2024年，南部区域全社会用电量17021亿千瓦时，同比增长7.5%，用电增速高于全国平均6.7%的水平，用电量和增速双双创近三年新高。其中，广东作为典型受端大电网，对省外送电依赖性较高；云南和贵州在“西电东送”中承担送电责任，随着耗电产业西移，两省供需平衡压力将逐步增大；海南天气复杂多变，且作为独立海岛电网，供需平衡同样面临挑战。

　　■■ 亟待挖掘低碳资源保供潜力

　　“双碳”目标下，深挖低碳灵活性资源在电力保供中的潜力已成为当务之急。

　　报告估算，综合考虑电力保供、社会成本最优以及碳排放约束等目标，东部区域未来五年，可通过发展新型储能、需求侧资源和省间互济等低碳灵活性资源来发挥保供与调节作用，该区域有望在2026—2027年间实现发电侧碳排放达峰，相应地2030年电网侧新型储能需达1459万千瓦，需求侧调节能力达3330万千瓦，跨区输电容量达12417万千瓦，三类资源保供潜力预计能达到东部区域最大用电负荷的30%左右。另外，东部区域需求侧可调节资源保供潜力较大，未来五年，可按8%或更高比例来构建资源库，重点省市可进一步提高建设目标至10%，并扩大可参与省间互济的需求侧资源池。

　　通过扩大储能、用户侧资源和省间互济能力，南方区域有望在2027年实现发电侧碳排放达峰，2030年电网侧新型储能规模需达2368万千瓦，需求侧资源调节能力达3288万千瓦，省间互济规模需达7800万千瓦以上，三类资源保供潜力预计接近南部区域最大用电负荷的30%。报告认为，2027年达峰前，南部区域应重点提升储能充放电效率并控制成本，促进储能技术的应用和市场推广，并结合自身产业特点优先发展具备较大响应潜力的需求侧资源，同时推动单向的特高压输电通道向多元互济输电通道转变，提高区域互济能力。2027年后，应重点探索长时储能技术，推动用户侧资源广泛参与系统调度和辅助服务，包括对大工业负荷资源进行更为精准的建模与调控，深入挖掘电动汽车V2G能力和蓄冷空调等分散负荷资源调节潜力。

　　■■ 进一步健全市场机制

　　市场机制是灵活性资源“价值兑现”的关键。

　　自然资源保护协会能源转型项目高级主管黄辉表示，市场化的加速推进正推动灵活性资源投资运营逻辑的重构。在机制设计上，要考虑电力系统需求和各类资源特点，丰富市场品种，引导各类资源通过发挥价值获得收益。同时，相关市场规则出台后应尽量保持一定时期的稳定性，与电力资源作为长周期回报的资产属性相匹配。

　　北京清能互联科技有限公司咨询部战略咨询主管孙冰莹建议，东部区域可推动电力保供成本权责对等疏导分摊、减少补贴依赖，激励灵活性资源参与市场化互济。完善费用疏导机制，保供经济损益由相应时段未提供弹性响应的主体共同承担；促进市场价格信号真实反映灵活性资源的价值，明确价格上限制定方法。视市场发展情况，阶段性松弛省间互济交易的价格上限约束，反映灵活资源的真实价值；建立以市场化交易为主要配置手段的抽蓄省间协调互济交易方案与利益共享机制，探索基于现有投资关系和分配形式的抽蓄电力转让及费用疏导机制，推动抽蓄电站与其他调节资源同台竞价。

　　报告指出，在“十五五”后期长时储能技术是发展应用的重点。要加大对储能关键技术的研发投入，明确储能的容量电价政策，提高储能参与市场的灵活性。

　　省间互济方面，报告建议引入更灵活的价格和交易方式。鼓励经营主体在不同时间段参与交易，充分发挥市场的灵活性与效率，满足不同用电需求的时段差异；建立更加透明的市场信息披露制度，要求各省区明确披露各类交易电量数据，提高市场透明度，减少信息不对称，推动跨省互济、碳价等关键数据的测算方法标准化。