“江苏新型储能产业步伐加快，已形成一定先发优势。”在近日召开的第三届国际储能大会上，江苏省工业和信息化厅副厅长、党组成员，一级巡视员，江苏省国防科学技术工业办公室主任李锋作如上表述。这一优势在去年迎峰度夏的过程中得以显现。

2024年夏天，江苏平均气温28.5℃，为1961年以来同期第二高值，全网用电负荷七次创新高，最高纪录1.47亿千瓦。

与此同时，从2023年底到2024年夏季，江苏几乎没有常规支撑性电源投产，且由于全国电力供需偏紧，同时外购电增长有限，导致江苏2024年“迎峰度夏”压力巨大。

但即便在如此艰难的保供形势下，江苏省却守住了不拉闸限电的底线，“工业大市”苏州近年来首次未启动限电措施。

苏州为什么能实现夏季不拉闸限电？能源基金会首席执行官兼中国区总裁邹骥道出了背后的玄机，“这就是储能发挥的重要作用”。

限电的本质：能源供需失衡

据东南大学长三角碳中和战略发展研究院副院长孙伟介绍，限电以能耗和碳排放大户为主，如钢铁、石化、电力等行业，“以前也限电，但2021年后限电政策更严格，限电规模更大”。

就苏州而言，作为中国制造业排名第二的城市，苏州自身电力供给不足，再加上外部政策压力，是限电的两大主因。

一方面，苏州属于资源小市。苏州天然能源禀赋不足，电力自给水平较低，需靠跨区域输电解决用电问题，2012至2022年间，来自四川等地的跨区域输电占比超50%。

另一方面，苏州也是用电大市。如2022年苏州全市全社会用电量1662亿千瓦时，占江苏全省的22.5%，用电量居全国地级市之最。2023年，苏州全社会用电量达1719亿千瓦时，省内占比与上年持平，是全国用电量最高的城市之一。

除了供需不平衡，“能耗双控”政策下，部分省份为达成节能减排目标限制高耗能产业发展。《2021年上半年各地区能耗双控目标完成情况晴雨表》显示，江苏、青海、广西、云南等省(区)，能耗强度不降反升，为一级警告地区，不得不限电停产。

有观点认为，限电是能源结构升级必须经历的阵痛。面对这些阵痛，是后退一步，还是在摸索中前进？

苏州的探索：投运“大型充电宝”

解决限电问题的关键在于储能。

“我们并不是缺电量，而是缺电力。”邹骥表示，“在炎热的夏季集中用电的尖峰时段，发电机组就容易力不从心，但这并非一年中的常态。很多情况下，发电机组的利用率可能只有70%左右。”

从经济性考虑，任何一个电力系统的建设，都不可能为满足短时间用电高峰需求，匹配100%的托底电源。

储能设备，可以将多余电量存储起来，在用电高峰期根据用电需求进行分配，既减少电力浪费，同时也能满足增长的用电需求。

因为提前在储能方面的探索和布局，苏州在2024年夏季实现了近年来首次不限电。

2024年夏季，苏州全社会用电量545.48亿千瓦时，与2023年同期的499.63亿千瓦时相比，增加45.85亿千瓦时，而电网的最高用电负荷已经达到3250万千瓦，较去年同期最高增加250万千瓦，增长7.1%。

这些增加的用电量主要来自企业。用电量增加的情况下，苏州却没有出现新增煤电装机及电力缺口，能实现不限电，储能发挥了突出作用。

目前苏州新型储能电站主要有三类：一是电网侧储能，二是电源侧储能，三是用户侧储能。三者储能总规模目前已经达到77万千瓦。其中9个已并网投运的电网侧储能项目，总规模达到54万千瓦/105万千瓦时，每年可调节供应绿电约4亿度，相当于12万户家庭一年的用电量。

根据《苏州市独立新型储能发展规划》(2023-2027年)，2027年苏州新型储能项目规模将达百万千瓦。如今这一目标已完成四分之三。

在一系列储能项目支撑下，苏州平稳度过了“史上最热”的夏季。

在孙伟眼中，2024年苏州不限电，是“意料之中的事情”。虽然无法预判今后夏季气温是否会再创新高，但孙伟对苏州未来的电力保供“充满信心”。

不仅仅是保供，储能代替煤电调峰的经济效益显著。根据能源基金会的公开数据分析，从微观层面看，电网侧储能全生命周期度电成本约0.37元，小于煤电调峰度电成本0.48元/kWh[1]。从宏观层面看，储能产业可以成为支撑经济增长的新动能——到2026年，苏州计划新型储能相关产业营收规模超过1200亿元，培育或引进10家产值40亿元以上新型储能企业[2]。

未来储能：与时间赛跑

苏州作为中国储能发展的先锋阵地之一，正在见证着储能在能源转型中的重要作用，尽管当前的焦点多集中于短时储能领域，尚不足以充分支撑新型电力系统的全方位构建。

长时储能技术，通常定义为能够持续放电不少于4小时且寿命长达20年以上的储能解决方案。当前，储能设施的平均储能时长约为2小时，这对于风能、太阳能这类具有间歇性的可再生能源而言，显得尤为不足，因为这些能源的输出在夜间、无阳光照射或风力减弱时会受到影响。

鉴于此，提升储能时长至4小时、8小时乃至更长，已成为储能行业未来发展的重要趋势。中国工程院院士、浙江工业大学校长高翔在接受媒体访谈时指出，近年来，中国在储能领域，特别是长时储能技术方面，已取得显著进展。国家正加速推进大容量、长时间尺度的电储能、热(冷)储能、氢(氨/醇)储能等前沿技术的研发与示范应用，并已初步探索出一系列解决方案。尽管如此，多数长时储能技术仍处于研发或示范的初期阶段，距离实现大规模商业化应用尚有距离，亟需持续的技术创新与迭代升级。

中国科学院工程热物理研究所所长、中关村储能产业技术联盟理事长陈海生指出：“要推动长时储能技术的健康发展，首要任务是制定科学的顶层规划，确保高质量发展。这要求我们综合考虑长时储能的技术特性，加强其与电力系统的统筹规划与有效对接，根据电力结构和能源需求的长期趋势进行适时调整，实现长时储能与分布式储能的融合发展，并分阶段稳步推进。其次，必须加大对长时储能技术的研发投入，致力于提升储能系统的效率、安全性、使用寿命等关键性能指标，同时降低技术成本，确保技术的自主性与可控性。最后，还需推动体制机制的创新，深入研究长时储能的政策环境、市场潜力及商业模式，制定出台有利于长时储能发展的支持政策，提供充足的市场激励，以促进资本投入和技术应用的加速推进。”

同时，邹骥也指出，“除储能外，当前苏州虚拟电厂潜力总计约225万千瓦。电网侧储能叠加虚拟电厂潜力理论上能覆盖最高用电负荷的增量。未来虚拟电厂的潜力如进一步被激发，可与储能共同应对长期的负荷增长。更长期看，电动车储能放电(VGI)也将发挥重大作用。”

[1].电网侧储能全生命周期度电成本以100MW/200MWh储能系统为例计算。煤电调峰度电成本按近年市场电量电价平均值和2024年江苏省容量电价分摊后估算。