党的二十届三中全会提出构建优势互补的区域经济布局和国土空间体系，“健全绿色低碳发展机制”。新形势下，推动新型电力系统建设与区域协调发展深层次地融合，是在全国一盘棋思路下深入践行碳达峰、碳中和目标的有效抓手。华东和南方区域经济体量大、用电基数高，两个区域电力转型的目标和节奏深刻影响着全国电力绿色低碳发展格局，尤以江苏和广东的牵引作用更为显著。本文通过一系列分析华东和南方区域电力低碳发展特征的共性和差异，研判两个区域电力中长期低碳转型趋向及其对全国电力格局的影响，研究以苏粤为牵引的华东和南方区域电力低碳转型路径，提出协同推动两个区域电力低碳转型的行动建议。

  按照新型电力系统5类特征的维度划分，国家层面设置14项区域电力低碳转型指标。从近两年指标进展来看，华东区域在经济高效、灵活智能维度的5项指标表现亮眼，南方区域在清洁低碳维度的4项指标位居各区域前列。

  通过对指标进行对照分析，两个区域当前电力发展呈现三个方面共性特征：一是终端能源消费电气化水平相对更高。两个区域电能消费占终端能源消费比重分别达到32%和33%，较全国中等水准高出5~6个百分点，电气化进程领跑全国；二是新能源利用率保持比较高水平。2020~2023年，华东区域风光电基本实现全额消纳，南方区域风光电利用率接近100%；三是数智化赋能系统提质增效取得很明显的成效。两个区域积极地推进电力数字化、智能化转变发展方式与经济转型，助力系统能效水平持续提升，电网效率位于各区域前列（见表）。

  同时，两个区域的电力转型基础也呈现两个方面差异。一是华东区域火电占比高，南方区域电力供应结构更均衡。华东区域煤电发电量占区域总发电量比重超过60%，区域外来电中约一半是可再次生产的能源电力，南方区域水电、煤电分别约占区域总发电量的33%和40%；二是华东区域电力受端特征显著，南方区域内部清洁电力资源配置能力强。华东区域自华北、华中、西北、西南多方向受电，电力对外依存度超过15%；南方区域电力供需总体自平衡，区内“西电东送”规模5800万千瓦，“十四五”以来，“西电东送”电量中可再次生产的能源占比超过80%。

  预计2030年、2040年，华东、南方区域合计用电量分别占同期全国全社会用电量的40%、38%。到2030年、2040年，两个区域合计非化石能源发电装机占比分别达到68.3%、81.6%。

  从两个区域的电力中长期低碳转型趋向看，华东区域电力碳达峰时间相对前移，电力碳排放量占全国比重逐步降至20%以下。华东区域持续受入西南、西北和华北地区高比例绿色电力，协同开发本地核电、海上风电、分布式光伏，电力碳达峰时间相对其他区域有所提前（见图1）。到2040年，区域电力碳排放量占全国比重由当前约25%降至20%以下，其中江苏电力碳排放量占华东区域比重保持在35%左右，电力碳强度降幅与华东区域整体降幅基本相当（见图2）。

  南方区域电力碳达峰时间与全国基本相当，电力碳排放量占全国比重逐步降至10%左右。南方区域海上风电、核电发展提速，引进西南、西北区域高比例可再次生产的能源，同步推进区内支撑性火电建设，电力碳达峰时间相对华东区域有所延后。到2040年，区域电力碳排放量占全国比重由当前约12%降至10%，其中广东电力碳排放量占南方区域比重保持在58%左右，电力碳强度降幅较南方区域整体降幅高出17克/千瓦时。

  一是加快提升区域内部非化石电力供应保障能力，可有效减缓全国电力碳达峰压力。华东和南方区域合计电力碳排放约占全国的3成，通过加快发展非化石能源，2030年能够大大减少两个区域电力碳排放约1.6亿吨，占全国电力碳排放比重超过3%，对合理控制全国电力碳排放总量和强度发挥了非消极作用。同时，低碳转型提速带动系统经济成本增加，2030年，两个区域合计单位新增用电量电力投资增加15%。

  二是区域电力低碳转型节奏深刻影响全国新增电力流规模和布局。碳中和之前，两个区域电力需求仍有较大增长空间，华东区域外受电需求约6400万~11200万千瓦，南方区域由电力自平衡逐步转为电力净受入，外受电需求约9000万~1.2亿千瓦。两个区域非化石电力开发提速能够大大降低外受电需求，预计可压减新增馈入跨区特高压直流9回，带动全国中长期新增跨区输电规模减少约1/4。

  三是区域煤电气电实施源端降碳深刻影响全国氢电协同资源配置格局。两个区域合计化石能源发电装机占全国的1/3以上，实现碳中和需超前部署试点，尽早实现煤电掺氨、气电掺氢等煤电和气电低碳化改造技术规模化应用，两个区域高碳电源降碳转型产生的绿氢需求远景年预计超过1000万吨，需要研究适时布局远距离管道输氢，支撑两个区域煤电和气电降碳转型。

  目标定位和关键路径方面，一是在全国电力碳达峰、碳中和进程中率先垂范。加快提升区域非化石电力供应保障能力，到2040年，非化石电力消纳量占比超过69%，先行部署、逐步加快高碳电源低碳化改造节奏；二是打造源网荷储一体化创新发展引擎。立足长三角G60科创走廊资源优势，大力开展源荷互动关键技术攻关，打通新型储能、虚拟电厂等电力新技术新业态市场准入、商业运营、参与交易等政策堵点，显著提升系统调节能力，加快形成华东对全国源网荷储一体化发展的辐射带动效应；三是创建大电网与分布式微网融合互动样板。全面拓展特高压网架布局，局部加强省间、过江联络，支撑新增特高压直流馈入，服务苏北、浙西南、福建电源基地接入，鼓励新增分布式光伏依托智能微电网实现就地高效利用，并与大电网友好互动，通过各级电网协调发展支撑系统形态升级。

  江苏要在沿海地区进行新型电力系统建设、“海上风电集群式开发+分布式光伏”规模化部署、深化虚拟电厂应用领域，对华东区域电力低碳转型形成牵引。到2040年，江苏新能源发电量占比将达到56%左右，届时将高出华东区域中等水准7个百分点；海上风电装机达到0.7亿千瓦左右，占华东海上风电总装机的48.6%；分布式光伏装机达到2.5亿千瓦，占华东光伏发电总装机的34.2%；电力需求侧响应能力达到15%左右，虚拟电厂规模在区域五省市中最大。

  目标定位和关键路径方面，一是发展区域“多能互补+接续送电+余缺互济”新模式，推动粤、桂、琼三地风光核蓄储一体化、云贵两省水风光一体化发展，到2040年，非化石电力消纳量占比超过80%；稳步推进区外多能互补清洁能源基地送电南方区域，2040年前，新增区外送电规模7000万千瓦以上，形成云贵绿色电力接续外送电新局面；新建琼粤联网第二通道，用好跨省区联网通道裕度，增强省间电力互济能力；二是打造电力系统数智化发展样板，快速推进电力设施数智化改造升级，开展分布式电源、储能、充电桩、可调节负荷资源等多源数据融合应用，培育一批电力数智化发展典型场景；三是建设区域一体化电力市场标杆，促进区域内东西部电力资源优化配置，2030年全面建成南方区域电力市场。

  广东要在“风光核蓄储”一体化发展、电气化发展、绿色电力国际贸易和商业模式创新领域对南方区域电力低碳转型形成牵引。到2040年，预计广东非化石电力消纳量占比超过75%，将对南方区域新增非化石能源消纳作出主要贡献；电能消费占终端能源消费比重超过55%，引领区域新型电气化进程；外向型产业绿电需求得到有力满足，面向国内国际“双循环”的绿证流通渠道更加顺畅，在粤部署的车网互动、氢电协同等多元新型商业模式在南方区域全面推开。

  一是坚持全国一盘棋，统筹优化区域电力生产力布局。加快提升两个区域非化石电力供应保障能力，合理控制煤电发展规模，抑制跨区输电需求过快增长，统筹优化西部绿电绿氢外送东中部地区的规模和流向。

  二是强化促进电力经济协调发展的碳排放“双控”引导。华东和南方“碳双控”目标控制适度从紧，推动新兴起的产业在两个区域合理布局，提升新增负荷与区域清洁电力供应保障能力的匹配度。

  三是大力开展区域特色新型电力系统关键技术创新。支持区域内多地共建特色电力技术创新应用平台，在江苏、广东加大力度开展新一代煤电、氢电协同、电力数智化等前沿技术示范应用。

  四是完善区域一体化推进电力低碳转型的市场机制。快速推进两个区域电力市场建设，在华东和南方区域先行建立市场化跨省跨区输电权交易机制，建设长三角或粤港澳大湾区国际绿色能源贸易中心，实现绿色电力国际认证和交易，有效应对区域外向型经济发展面临的碳溢价风险。

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