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“江蘇新型儲能產業步伐加快，已形成一定先發優勢。”在近日召開的第三屆國際儲能大會上，江蘇省工業和信息化廳副廳長、黨組成員，一級巡視員，江蘇省國防科學技術工業辦公室主任李鋒作如上表述。這一優勢在去年迎峰度夏的過程中得以顯現。

2024年夏天，江蘇平均氣溫28.5℃，為1961年以來同期第二高值，全網用電負荷七次創新高，最高紀錄1.47億千瓦。

與此同時，從2023年底到2024年夏季，江蘇幾乎沒有常規支撐性電源投產，且由于全國電力供需偏緊，同時外購電增長有限，導致江蘇2024年“迎峰度夏”壓力巨大。

但即便在如此艱難的保供形勢下，江蘇省卻守住了不拉閘限電的底線，“工業大市”蘇州近年來首次未啟動限電措施。

蘇州為什么能實現夏季不拉閘限電？能源基金會首席執行官兼中國區總裁鄒驥道出了背后的玄機，“這就是儲能發揮的重要作用”。

限電的本質：能源供需失衡

據東南大學長三角碳中和戰略發展研究院副院長孫偉介紹，限電以能耗和碳排放大戶為主，如鋼鐵、石化、電力等行業，“以前也限電，但2021年后限電政策更嚴格，限電規模更大”。

就蘇州而言，作為中國制造業排名第二的城市，蘇州自身電力供給不足，再加上外部政策壓力，是限電的兩大主因。

一方面，蘇州屬于資源小市。蘇州天然能源稟賦不足，電力自給水平較低，需靠跨區域輸電解決用電問題，2012至2022年間，來自四川等地的跨區域輸電占比超50%。

另一方面，蘇州也是用電大市。如2022年蘇州全市全社會用電量1662億千瓦時，占江蘇全省的22.5%，用電量居全國地級市之最。2023年，蘇州全社會用電量達1719億千瓦時，省內占比與上年持平，是全國用電量最高的城市之一。

除了供需不平衡，“能耗雙控”政策下，部分省份為達成節能減排目標限制高耗能產業發展。《2021年上半年各地區能耗雙控目標完成情況晴雨表》顯示，江蘇、青海、廣西、云南等省(區)，能耗強度不降反升，為一級警告地區，不得不限電停產。

有觀點認為，限電是能源結構升級必須經歷的陣痛。面對這些陣痛，是后退一步，還是在摸索中前進？

蘇州的探索：投運“大型充電寶”

解決限電問題的關鍵在于儲能。

“我們并不是缺電量，而是缺電力。”鄒驥表示，“在炎熱的夏季集中用電的尖峰時段，發電機組就容易力不從心，但這并非一年中的常態。很多情況下，發電機組的利用率可能只有70%左右。”

從經濟性考慮，任何一個電力系統的建設，都不可能為滿足短時間用電高峰需求，匹配100%的托底電源。

儲能設備，可以將多余電量存儲起來，在用電高峰期根據用電需求進行分配，既減少電力浪費，同時也能滿足增長的用電需求。

因為提前在儲能方面的探索和布局，蘇州在2024年夏季實現了近年來首次不限電。

2024年夏季，蘇州全社會用電量545.48億千瓦時，與2023年同期的499.63億千瓦時相比，增加45.85億千瓦時，而電網的最高用電負荷已經達到3250萬千瓦，較去年同期最高增加250萬千瓦，增長7.1%。

這些增加的用電量主要來自企業。用電量增加的情況下，蘇州卻沒有出現新增煤電裝機及電力缺口，能實現不限電，儲能發揮了突出作用。

目前蘇州新型儲能電站主要有三類：一是電網側儲能，二是電源側儲能，三是用戶側儲能。三者儲能總規模目前已經達到77萬千瓦。其中9個已并網投運的電網側儲能項目，總規模達到54萬千瓦/105萬千瓦時，每年可調節供應綠電約4億度，相當于12萬戶家庭一年的用電量。

根據《蘇州市獨立新型儲能發展規劃》(2023-2027年)，2027年蘇州新型儲能項目規模將達百萬千瓦。如今這一目標已完成四分之三。

在一系列儲能項目支撐下，蘇州平穩度過了“史上最熱”的夏季。

在孫偉眼中，2024年蘇州不限電，是“意料之中的事情”。雖然無法預判今后夏季氣溫是否會再創新高，但孫偉對蘇州未來的電力保供“充滿信心”。

不僅僅是保供，儲能代替煤電調峰的經濟效益顯著。根據能源基金會的公開數據分析，從微觀層面看，電網側儲能全生命周期度電成本約0.37元，小于煤電調峰度電成本0.48元/kWh[1]。從宏觀層面看，儲能產業可以成為支撐經濟增長的新動能——到2026年，蘇州計劃新型儲能相關產業營收規模超過1200億元，培育或引進10家產值40億元以上新型儲能企業[2]。

未來儲能：與時間賽跑

蘇州作為中國儲能發展的先鋒陣地之一，正在見證著儲能在能源轉型中的重要作用，盡管當前的焦點多集中于短時儲能領域，尚不足以充分支撐新型電力系統的全方位構建。

長時儲能技術，通常定義為能夠持續放電不少于4小時且壽命長達20年以上的儲能解決方案。當前，儲能設施的平均儲能時長約為2小時，這對于風能、太陽能這類具有間歇性的可再生能源而言，顯得尤為不足，因為這些能源的輸出在夜間、無陽光照射或風力減弱時會受到影響。

鑒于此，提升儲能時長至4小時、8小時乃至更長，已成為儲能行業未來發展的重要趨勢。中國工程院院士、浙江工業大學校長高翔在接受媒體訪談時指出，近年來，中國在儲能領域，特別是長時儲能技術方面，已取得顯著進展。國家正加速推進大容量、長時間尺度的電儲能、熱(冷)儲能、氫(氨/醇)儲能等前沿技術的研發與示范應用，并已初步探索出一系列解決方案。盡管如此，多數長時儲能技術仍處于研發或示范的初期階段，距離實現大規模商業化應用尚有距離，亟需持續的技術創新與迭代升級。

中國科學院工程熱物理研究所所長、中關村儲能產業技術聯盟理事長陳海生指出：“要推動長時儲能技術的健康發展，首要任務是制定科學的頂層規劃，確保高質量發展。這要求我們綜合考慮長時儲能的技術特性，加強其與電力系統的統籌規劃與有效對接，根據電力結構和能源需求的長期趨勢進行適時調整，實現長時儲能與分布式儲能的融合發展，并分階段穩步推進。其次，必須加大對長時儲能技術的研發投入，致力于提升儲能系統的效率、安全性、使用壽命等關鍵性能指標，同時降低技術成本，確保技術的自主性與可控性。最后，還需推動體制機制的創新，深入研究長時儲能的政策環境、市場潛力及商業模式，制定出臺有利于長時儲能發展的支持政策，提供充足的市場激勵，以促進資本投入和技術應用的加速推進。”

同時，鄒驥也指出，“除儲能外，當前蘇州虛擬電廠潛力總計約225萬千瓦。電網側儲能疊加虛擬電廠潛力理論上能覆蓋最高用電負荷的增量。未來虛擬電廠的潛力如進一步被激發，可與儲能共同應對長期的負荷增長。更長期看，電動車儲能放電(VGI)也將發揮重大作用。”

[1].電網側儲能全生命周期度電成本以100MW/200MWh儲能系統為例計算。煤電調峰度電成本按近年市場電量電價平均值和2024年江蘇省容量電價分攤后估算。