解读江苏电力需求侧资源潜力评估与开发利用路径解析：数字化赋能、分时电价、市场激励！

为什么江苏必须开发需求侧资源

江苏2024年全社会用电量首次突破8000亿千瓦时、达到8487亿千瓦时，同比增长8.4%；全网最高用电负荷7次创新高、最高达1.47亿千瓦。与此同时，截至2024年底全省发电装机突破2亿千瓦，风光新能源装机达8486.2万千瓦、占比41.6%。新能源出力的间歇性和波动性，让电力保供和新能源消纳同时吃紧。

因此，充分挖掘需求侧资源的调节能力、提升系统灵活性，成为江苏建设新型电力系统的关键举措。

国家政策设定的响应能力目标

国家层面对需求侧资源早有布局。2010年《电力需求侧管理办法》就提出年度电力电量节约指标不低于上年售电量0.3%、最大用电负荷0.3%的要求。《电力需求侧管理办法（2023年版）》进一步提出，2025年各省需求响应能力达到最大用电负荷的3%-5%，其中年度最大用电负荷峰谷差率超过40%的省份达到5%或以上。

《加快构建新型电力系统行动方案（2024-2027年）》则提出需求侧协同能力提升专项行动，实现典型地区需求侧响应能力达到最大用电负荷的5%或以上，具备条件的达到10%左右。江苏层面，2024年《江苏省电力需求响应实施细则》提出形成最大用电负荷5%以上的需求响应能力，为需求侧资源开发设定了具体门槛。

近中期江苏电力平衡压力有多大

课题组预计2030年江苏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；风光新能源累计装机将达到1.7亿千瓦、占电力装机比重超过50%，其中光伏装机将超过1亿千瓦。

极端天气下源荷匹配更加困难。早间光伏出力骤升时刻最大功率波动达每小时2500万千瓦；午间光伏大发时刻，电源最低出力1.3亿千瓦、高于春秋季1.1亿千瓦的典型负荷；下午晚峰前时刻最大功率波动达每小时3120万千瓦。综合测算，2030年在风光新能源、负荷侧资源不参与电力平衡条件下，江苏晚高峰可能存在1750万千瓦左右的供电缺口，春秋季节及节假日填谷需求预计将大于削峰需求。

六大类需求侧资源的潜力账本

工业负荷是优先挖掘方向。按照保守估计，2030年江苏工业行业需求响应潜力在600万千瓦以上，约占工业用电负荷的10%。电动汽车方面，2024年全省新能源汽车保有量269.1万辆，预计2030年突破1000万辆，可提供500万千瓦新能源消纳潜力和180万千瓦削峰潜力。换电站2030年预计达600座左右，可提供7.8万千瓦灵活性调节潜力。

非工空调2024年负荷已突破5000万千瓦，预计2030年达6500万千瓦，按中央空调占比30%参与率、每次调控2摄氏度计算，可提供调控潜力约234-312万千瓦；若完成冰蓄冷改造，日调节潜力将达400万千瓦。用户侧储能截至2025年6月已达185万千瓦，预计2030年达446万千瓦，可提供400万千瓦双向灵活调节潜力。5G基站2030年将达40万个左右，备用电池可提供80万千瓦左右调节潜力。数据中心2030年用电负荷预计达600万千瓦以上，理论上负荷调节潜力达420万千瓦以上。测算表明，2030年江苏工业负荷、非工空调、电动汽车、数据中心等需求侧资源的调节潜力可达2000万千瓦，预计将超过全省最高用电负荷的5%。

经济性：比建电厂便宜得多

需求侧资源的开发利用成本包括显性成本和隐性成本。显性成本主要是智能传感器、控制器、通信设备等硬件投资以及系统建设运维费用；隐性成本则包括不同主体之间的协调成本、信息不对称成本、用户参与需求响应的间接损失以及网络安全、数据隐私保护等额外投入。

结合国内实践及试点数据，需求侧资源常态化利用的总体成本在1.5-5元/千瓦时之间，建设成本在200-400元/千瓦（参照虚拟电厂）。通过虚拟电厂实现聚合开发，其建设、运营、激励等环节的投资仅为建设传统电厂的10%-20%，也远低于国内抽蓄电站5000-6000元/千瓦的投资水平。从国内部分省市情况看，江苏需求响应电量补贴限价4.8元/千瓦时、容量补贴10元/千瓦，与浙江、山东、福建厦门、广东、上海松江、四川等地形成了各具特色的补偿机制。

三条开发路径：数智化、价格、市场

数智化赋能是基础。江苏负控终端已实现50千伏安以上容量客户全覆盖，下一步要推广负荷监测终端和设备控制器，在负荷集中区域部署边缘计算节点，采用5G、LoRa等技术构建低时延通信网络，开发高精度负荷预测算法（误差率控制在5%以下），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。

价格引导是常态化手段。2025年6月1日起江苏实施新一轮分时电价政策，增设午间谷时段，优化浮动比例。未来要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；将尖峰电价适用门槛由315千伏安下调至100千伏安及以上工业用户；扩大蓄冷平谷价差，推动存量楼宇空调蓄能化改造。

市场化激励是深层动力。2024年10月全省167家用户参与快上快下可调负荷储备容量校核，储备容量合计103万千瓦；2024年需求响应启动一次，有效响应用户381户，总有效响应量43.6万千瓦。截至2025年7月1日，江苏已有14批次25家虚拟电厂通过公示进入电力市场。2025年7月长三角富余需求侧可调节资源省间互济交易首次启动，最大成交电力30万千瓦，支援上海、江苏、浙江各10万千瓦。

五项建议与落地抓手

报告提出五项建议：强化顶层设计，将需求侧资源的灵活性能力作为常态化调节能力纳入电力发展规划和能源规划；加强行政指引，持续优化分时电价时段、浮动比例、强制执行范围，探索分区动态分时电价；完善市场机制，加快建设调频、爬坡、备用等辅助服务市场，适当拉大现货市场限价区间；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，加大对光储充换放一体化、共享储能、综合能源服务、电算协同、电热协同等商业模式创新的支持力度；多方协同联动，建立电网公司、交易中心、新型经营主体、能源主管部门、技术服务商等之间的协同沟通机制。

从实践看，常州虚拟电厂管理中心已接入虚拟电厂13家、聚合用户3508户、聚合容量58.67万千瓦；国网常州供电公司新型电网主配微协同控制运行平台可调节资源2.6万千瓦，整体调节能力相当于一座110千伏变电站；昆山南星渎绿能e站光伏消纳率从96.0%提升至99.7%，光储运行综合收益提升14.07%。这些案例共同指向一个方向：需求侧资源正从"沉睡"走向规模化、常态化开发。

2024年江苏全社会用电量8487亿千瓦时，最高用电负荷1.47亿千瓦，发电装机20409.3万千瓦，其中风光新能源8486.2万千瓦。到2030年，全社会用电量需求预计达1.2万亿千瓦时，最高负荷突破1.8亿千瓦，风光新能源累计装机达1.7亿千瓦、占比超过50%。 这组数据勾勒出江苏电力系统的基本盘：用电量持续攀升，新能源占比快速提高，但系统调节能力的增长速度未必能同步跟上。在风光新能源和负荷侧资源不参与电力平衡的条件下，2030年晚高峰供电缺口约1750万千瓦，这个缺口正是需求侧资源开发的目标空间。

这组数据是报告的核心测算成果。工业负荷以600万千瓦以上居首，电动汽车在消纳和削峰两个方向分别有500万千瓦和180万千瓦潜力，非工空调通过智慧调控和冰蓄冷改造可提供234-400万千瓦调节能力，用户侧储能双向调节潜力400万千瓦，5G基站80万千瓦左右，数据中心理论上420万千瓦以上。 合计来看，2030年这些需求侧资源的调节潜力可达2000万千瓦，预计将超过全省最高用电负荷的5%。通过规模化发展微电网、虚拟电厂建设，可以聚合分布式光伏、充电负荷以及相对可调的制冷制热负荷等众多分散资源，将时空不确定的源荷转化为潜在调节资源池。这一资源池一旦形成，将极大增强新能源的就近消纳能力。

从国内部分省市的补偿机制看，各地补贴标准差异明显。江苏采用"容量+度电"两部制补贴，电量补贴限价4.8元/千瓦时、容量补贴10元/千瓦；浙江电量最高4元/千瓦时、容量最高5元/千瓦·月；福建厦门电量最高不超过12元/千瓦时；广东最高4.5元/千瓦时；上海松江电量最高6元/千瓦时；四川备用容量价格上限5元/千瓦·月。 报告综合测算，需求侧资源常态化利用的总体成本在1.5-5元/千瓦时之间，建设成本在200-400元/千瓦。通过虚拟电厂实现聚合开发，其建设、运营、激励等环节的投资仅为建设传统电厂的10%-20%，也远低于国内抽蓄电站5000-6000元/千瓦的投资水平。这组数据从经济性角度说明，需求侧资源的开发利用在成本上具有明显优势，"以用代建"是更经济的选择。