华东和南方区域电力低碳转型取得显著成效，加快提升内部非化石电力供应保障能力将有效减缓全国电力碳达峰压力。两个区域电力碳排放量占全国比重超过 35%，到 2030 年，转型加速情景下，非化石能源电力消纳量占比分别达到 45.8%、63.8%，较基础情景分别高 4.3 个、3.2 个百分点，两个区域电力碳排放量较基础情景减少约 1.6 亿吨，占全国电力碳排放总量比重超过 3%。同时，两个区域电力低碳转型节奏深刻影响碳达峰至碳中和阶段全国新增电力流规模和布局，中长期特高压直流受入需求达到 9-12 回，加快发展非化石能源电力可有效降低区外电力需求，预计可压减跨区直流输电通道约 9 回。此外，两个区域高碳电源低碳化改造将对碳达峰至碳中和阶段全国氢电协同跨区资源配置带来重大影响，绿氢年消费量达到约 1000 万吨，中远期考虑主要通过东北 / 华北 - 华东、西北 - 南方等远距离管道输氢。
华东区域火电占比高，南方区域电力供应结构更加均衡。2022 年，华东和南方区域非化石能源电力消纳量占比分别为 32.3%、52.5%，主要由于华东区域煤电发电量占本地总发电量比重超过 60%，外来电中约 50% 为可再生能源电力；南方区域水电发电量占本地总发电量比重超过 30%，煤电发电量占本地总发电量比重 40% 左右。华东区域电力大受端特征清晰显现，2022 年，电力对外依存度为 15.9%。南方区域内跨省电力资源配置能力强，电力流向主要为区内西电东送。华东区域电力可靠性处于较高水平，2022 年，用户平均停电时间分别为 2.91、9.33 小时 / 户，南方区域用户平均停电时间较华东区域高 6.42 小时 / 户。
华东区域电力碳达峰时间有望早于全国。2030 年前，华东区域电力碳排放量占全国比重缓慢下降；2030 年后，占全国比重下降加速；到 2040 年，占全国比重由当前的 25% 左右下降到 20% 以下。华东区域单位用电量二氧化碳排放强度稳步下降。基础情景下，到 2030 年，单位用电量二氧化碳排放强度 413 克 / 千瓦时，较 2020 年下降 20.4%。转型加速情景下，到 2030 年，单位用电量二氧化碳排放强度 379 克 / 千瓦时，较 2020 年下降 27.1%，较基础情景低 34 克 / 千瓦时。华东区域终端电气化进程快于全国，到 2060 年超过 75%。
南方区域电力碳达峰时间与全国趋同，电力碳排放量占全国比重小幅下降。整体呈现小幅下降态势，到 2040 年，占全国比重由当前的 12% 左右下降到 10% 左右。南方区域单位用电量二氧化碳排放强度稳步下降。基础情景下，到 2030 年，单位用电量二氧化碳排放强度 267 克 / 千瓦时，较 2020 年下降 24.8%。转型加速情景下，到 2030 年，单位用电量二氧化碳排放强度 241 克 / 千瓦时，较 2020 年下降 32.1%，较基础情景低 26 克 / 千瓦时。南方区域终端电气化进程快于全国，到 2060 年达到 80% 左右。
江苏将在沿海地区新型电力系统建设、海上风电集群化开发及分布式光伏规模化部署、虚拟电厂发展方面对华东区域电力低碳转型发挥牵引作用。江苏新能源发电量占比分别达到 35% 左右、76% 左右，较华东区域平均水平分别高 8 个、5 个百分点。广东将在风光核蓄储一体化发展、终端用能电气化发展、绿色电力国际贸易和商业模式创新方面对南方区域电力低碳转型发挥牵引作用，广东非化石能源电力消纳量占比超过 55%，较南方区域非化石能源电力消纳量占比平均水平差距明显缩小。
华东区域要立足自身优势，大力发展海上风电集群、沿海核电基地，推动特高压交流扩展与主网架分片运行，进一步提升多直流馈入支撑能力，大力培育虚拟电厂新业态，提升电力需求侧响应能力。南方区域要因地制宜布局支撑性调节性电源，推动西南地区实施水风光、沿海地区实施风光核蓄储一体化多能互补发展，提升西南、西北和境外水电基地清洁电力受入水平，加快数字电网建设步伐，深化开展电能替代业务，建立健全南方区域统一电力市场。
