對于中國儲能廠商和儲能市場來說，這是一個具有分水嶺和里程碑意義的事件。

今年夏天，全國都經歷了一場創紀錄的持續高溫天氣，與氣溫一起攀升的還有用電量，與用電量攀升的還有不時曝出的拉閘限電消息。

江蘇省未雨綢繆，在可預見的電力需求高速增長和供應缺口矛盾下，交出了一份完美的答卷，不僅沒有出現拉閘限電的情況，而且向內挖掘省內保供新合力，調配新型儲能迎戰電力保供“烤驗”，為中國儲能廠商提供了一場“大考”機會，真刀真槍培育出一個儲能競賽場，同時也為新型電力系統的發展探索出了一個江蘇模式。

江蘇是中國的經濟大省，也是電力負荷大戶，2023年最高負荷達到1.32億千瓦。

2024年進入7月酷暑以來，江蘇省用電負荷屢創新高，17次突破1.4億千瓦，最高負荷達1.47億千瓦，同比增長11.3%，較去年最高負荷增長近1500萬千瓦。

經綜合研判，迎峰度夏高峰時段江蘇存在600萬千瓦左右供應缺口。

在負荷增長極大挑戰下，電力從何而來？如何平穩迎峰度夏，保障社會工業和居民用電安全？

電力平衡，不僅僅是一道電力負荷與電源發電、電網受電之間有功平衡的精巧算術題，還要考慮投入產出比，外來電源的籌措情況，以及電力系統轉型過程中清潔、高效和可持續發展的綜合平衡。

在今年迎峰度夏期間，江蘇全省無其他支撐性電源投產運行，現有發電能力挖潛有限。

外購電力方面，雖然加大了籌措力度，但全國尤其是華東區域電力供應總體偏緊，華東互濟能力不足，部分送端省份水電供應不齊等情況，又影響區外來電穩定供應。

在電力保供異常艱難的情況下，江蘇調動了苦心布局的新型儲能這一“奇兵”，在關鍵時刻經受住高溫“烤驗”，有效地保障了全省電網安全穩定運行和經濟社會發展用能需求，為迎峰度夏的電力頂峰做出特殊貢獻。

當業界還在因電網配儲利用率不高，獨立儲能電站商業模式不清晰而爭論不休的時候，江蘇省卻通過制度設計和市場化手段，讓獨立儲能電站不僅在迎峰度夏中發揮了重要的頂峰作用，而且通過各種支持和激勵措施，為新型儲能電站獲取更高的經濟效益提供良好的環境，讓儲能電站的社會價值、經濟價值和客戶價值充分呈現。

圖為江蘇省電網最高負荷（2021-2024E）

來源：江蘇省人民政府、微訊江蘇、國家能源局江蘇能監辦

01

全國第一是怎么煉成的

今年上半年，江蘇省內新型儲能項目集中上線。截至7月15日，江蘇已累計建成投運新型儲能540萬千瓦，同比增加10倍，規模居全國第一。

更關鍵的是，江蘇的儲能技術在全國范圍內處于領先地位，無論是項目規模、技術創新、政策支持還是經濟效益方面都表現出色。在大型電網側新型儲能項目上，民企參與度高，而且積極探索多元化發展路徑。

冠軍的煉成，非一日之功，而是超前規劃布局的結果。

江蘇以“十四五”全省儲能規劃為引領，從去年7月起，密集出臺了近 10 份關于加快推動全省新型儲能項目高質量發展的政策文件，統籌謀劃新型儲能發展的總體思路、主要目標和重點任務，配套制定實施方案、規劃布局和項目清單等。形成“總體規劃+若干措施+實施方案+項目推進”總體布局。

這些方案對于儲能的投運時間、發揮的作用，以及項目的運行小時數、充放電價差、頂峰費用等細節都提出了明確要求。

比如《關于加快推動我省新型儲能項目高質量發展的若干措施》（蘇發改能源發〔2023〕775號）文件中，就對儲能項目的運營和結算方式做出了明確的規定。

對于獨立新型儲能項目，在迎峰度夏（冬）期間（1月、7-8月、12月），原則上全容量充放電調用次數不低于160次或放電時長不低于320小時，充電費用不結算，放電上網電量價格為江蘇燃煤發電基準價（0.391元/千瓦時）。

在非迎峰度夏（冬）期間（2-6月、9-11月），獨立新型儲能項目充電電量按江蘇燃煤發電基準價的60% 進行結算。

為了鼓勵儲能項目加快建設，江蘇還對與電力調度機構簽訂并網調度協議的獨立新型儲能項目進行頂峰費用補償。在2023年至2026年1月的迎峰度夏（冬）期間，依據其放電上網電量給予頂峰費用支持，頂峰費用逐年退坡，具體為：2023年至2024年0.5元/千瓦時，2025年至2026年1月0.3元/千瓦時。

為了配合江蘇省電力保供工作，今年3月初，江蘇發改委還將41個承諾7月15日之前并網投運的電網側新型儲能項目列入2024年全省迎峰度夏電力保供方案。

由于這批項目提前加快建設，工程成本增加，容量租賃收入減少，江蘇發改委要求各部門對這批提前建設的儲能項目給予政策性支持。對做出貢獻的相關設區市發展改革委在儲能項目規劃上給予總計100萬千瓦的支持和激勵。

通過這些激勵措施，江蘇儲能項目投資意愿明顯提升。根據《江蘇省“十四五”新型儲能發展實施方案》等文件，江蘇新型儲能裝機規模2025年要達到2.7GW，2027年達到5GW。隨著這批“715保供項目”的提前建成并網，現階段江蘇省新型儲能累計裝機量已達到5.4GW，提前一年完成“十四五”新型儲能裝機目標，提前三3年完成“2027年5GW”的裝機目標。

02

社會效益和經濟效益如何兼顧

迎峰度夏（冬），是特殊之需，在此關鍵時刻，儲能的角色，既可以起到解燃眉之急的作用，也可以提升電網系統頻率穩定。這是儲能的社會價值擔當。

但執行這些項目的都是企業主體，都有自己的利益訴求。在既定規則下，項目賺錢還是虧本，就完全看各自的技術和管理水平了。保供任務完成之后，項目的持久穩定運行，才是儲能持久生命力的體現。

江蘇省獨立儲能收益占比

來源：EESA

根據江蘇有關部門的測算，這些參與“7.15保供”的儲能項目，如果能及時并網且滿足電網驗收要求、并及時響應電網調度需求進行高可靠性的充放電，到 2026 年 1 月頂峰費用退坡前，"7.15 保供“儲能項目的收益能充分覆蓋提前建設增加的成本。后期，這些儲能項目可通過新能源項目投運規模不斷增加而獲得配儲容量租賃，如國家有新政策調整也可獲得容量電價、電力市場等收益，逐步形成良性經營的商業模式。

當然，在這次江蘇“7.15保供”儲能項目中，還出現了更優秀的案例，比如遠景能源投資運營的鹽城射陽250MW/500MWh儲能電站，是江蘇最大的獨立儲能電站，憑借充放電轉化效率最高和穩定性能的優勢，7月中上旬并網以來，平均40天收益就達4000萬，每個月收益比平均值高30%，比第二名高15%。按此測算，其全生命周期電站收益較其他電站平均高出1700萬/100MWh，成為保供項目的領先者。

江蘇這次對儲能電站的迎峰度夏保供調用，具有里程碑意義，意味著中國儲能市場終于開始進入大規模的交易，雖然是固定電價的交易市場，但是儲能的交易性能開始呈現，儲能的穩定性和響應速度差異，在這次”大考“中開始表現出收益的巨大差異。

根據歐美儲能市場的發展趨勢，可以肯定的是，中國儲能市場的價值也將走向市場化驅動和交易價值的呈現。目前是依賴政府的補貼或短期政策支持，在固定電價交易市場中實現價值，未來將參與到電力現貨市場中，通過更好地捕捉電價差來實現儲能的最大、最核心價值。

03

江蘇模式可推廣

江蘇地處東部沿海，大陸架淺，風力資源豐富，新能源裝機發展還比較快。截至2024年8月，江蘇新能源裝機7971萬千瓦，占全省裝機比重超過40%，是全國新能源裝機主流省份之一。

江蘇省可再生能源裝機及占比情況

來源：國家能源局、EESA

但江蘇畢竟是工業大省，用電負荷太高，外來電一直是江蘇保障電力可靠供應的重要手段。每年年初，江蘇電力的工作人員就化身全力奔走的買手，超前謀劃年度交易工作，開啟“買買買”模式。

加上受地形影響，江蘇缺乏抽水蓄能等平衡資源，所以發展新型儲能，成為江蘇構建新型電力系統的重要一環。

而且江蘇擁有完整的儲能產業鏈。目前，江蘇省已集聚了180余家新型儲能與配套重點企業，涵蓋了上游的儲能電池及材料裝備、中游的電池管理系統以及下游的應用服務等多個環節。這種完整的產業鏈布局使得江蘇能夠從原材料供應到終端應用形成閉環，大大降低了成本并提高了整體競爭力。

從政策支持和優惠程度看，江蘇不及廣東、山西、浙江等地。但先進的技術創新、完善的產業鏈以及巨大的市場需求，使得江蘇非常適合發展獨立儲能產業。

更關鍵的是，江蘇營造了一種各市場主體平等競爭、同臺競技的氛圍，在“7.15保供”儲能項目中，既有央企國企，也有民營企業，既有本地企業，也有外地企業。用戶側儲能項目主要由企業自主投資經營，而電網側儲能則納入省級電網規劃，鼓勵社會資本參與建設和運營。

從固定電價交易市場到變動電價交易市場，儲能價值的體現，需要一個過程。江蘇通過市場化運作機制以及技術創新的支持，通過營造市場環境來促進儲能的發展，體現了其在推動新型儲能產業高質量發展方面的漸進性、全面性和前瞻性，為全國開了一個好頭，江蘇模式值得在全國推廣復制。