灵活性资源助力迎峰度夏—苏州储能与虚拟电厂保障能源转型实践
摘要：苏州作为经济强市，是中国用电量最高的城市之一，其电力系统迎峰度夏面临巨大压力。苏州通过规模化储能部署、虚拟电厂潜力激活及电力市场改革，于2024年迎峰度夏期间，实现零新增煤电和零限电满足用电需求。储能与虚拟电厂作为新质灵活性资源，在保障电力安全、提升可再生能源占比方面成效显著,其模式可为其他电力高负荷地区能源转型提供示范与借鉴。
关键词：储能；虚拟电厂；电力市场改革；能源转型
一、背景情况
苏州作为中国经济最强地级市，2024年常住人口约1298.7万，GDP达2.67万亿元人民币，用电量高达1863.3亿千瓦时，也是全国用电量最高的城市之一²。与此同时，当年夏季高温天气持续时间长，全网最高用电负荷达3250.5万千瓦，较2023年同期约增加250万千瓦，增幅7.1%,电力系统迎峰度夏面临空前压力。为此，苏州通过部署储能和虚拟电厂，提升电网韧性与应对极端负荷的能力，在未新增煤电装机且未启动限电措施的情况下实现当年夏季用电需求，有效保障了电力的安全稳定供应。
二、主要做法
(一)规模化部署电网侧储能，强化电力保供韧性与效益
储能项目落地大幅提升调峰能力。截至2025年7月，苏州电网侧累计并网投运了总容量为54万千瓦、单次充放电时长为2小时的储能电站群，共涉及9座电站。在保供期间实现了免费充电、有序放电，有力缓解了夏季高温高负荷的电力保供压力。
储能代替煤电调峰的经济效益显著。储能主要通过调峰补偿费用和容量租赁费用获得收益。电网侧储能全生命周期每度电成本约0.37元，小于煤电调峰度电成本0.48元/kWh³。宏观层面，储能产业还能成为支撑经济增长的新动能。截至2024年，苏州市储能产业相关的注册企业达近百家⁴。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⁵。
储能替代煤电调峰能取得较高的减碳效益。电网侧储能(参考江苏省电力平均二氧化碳排放因子)比燃煤电厂机组调峰(2023年煤电平均供电煤耗)的每度电二氧化碳排放量约减少0.1099千克。按照苏州目前部署约54万千瓦储能装机估算，相比燃煤电厂机组，每年能减排二氧化碳约37,981吨⁶。
（二）激活虚拟电厂潜力，构建需求侧调节网络
激发虚拟电厂潜力，应对电力负荷增长。据测算，截至2024
年底，苏州负荷侧灵活性能源的调控潜力约454.88万千瓦，包括储能、空调、电动车充放电、数据中心、工业行业等8。
苏州目前已建成国内地市级最大的充换电虚拟电厂⁹,通过技术创新，将68座换电站接入新型电力负荷管理系统，投运调节能力达2万千瓦。单座换电站充电功率调节速度在1分钟以内，调节精度超过90%,调节过程高度可控，在保障用户正常换电体验的同时，实现电力资源的高效调配。根据苏州市工业和信息化局统计数据，苏州2024年新能源汽车保有量达57.42万辆。根据电动汽车有序充放电及其行为聚合等效模型，苏州充电桩的可调节能力约达47.51万千瓦。
(三)深化电力市场改革，为新型电力发展创造空间
明确新型电力主体的市场地位。江苏省发改委、江苏能源监管办近期发布《关于开展2025年电力市场交易工作的通知》,明确虚拟电厂、独立储能等新型主体可参与市场交易1⁰。
鼓励虚拟电厂参与市场。国家发展改革委、国家能源局发布《关于加快推进虚拟电厂发展的指导意见》,提出持续丰富虚拟电厂商业模式，推动虚拟电厂立足核心功能，公平参与各类电力市场或需求响应，获取相应收益。鼓励虚拟电厂开展业务创新，提供节能服务、能源数据分析、能源解决方案设计、碳交易相关服务等综合能源服务，拓宽收益渠道。
优化调用结算方式，完善储能市场化激励机制。根据江苏省发改委2023年发布的《关于印发加快推动我省新型储能项目高质量发展的若干措施的通知》11,在迎峰度夏、迎峰度冬期间(1月、7-8月、12月),原则上全容量充放电调用次数不低于160次或放电时长不低于320小时，储能充电免费，放电按省内燃煤基准电价(0.391元/kWh),并且依据其放电上网电量给予顶峰费用支持，但顶峰费用逐年退坡。非迎峰度夏、迎峰度冬期间，充电按燃煤基准电价60%计算，放电按燃煤基准电价。一系列举措营造了高收益的储能市场化激励机制，为储能容量交易营造了便捷、公平、规范的交易环境。随着电力市场化政策机制的进一步完善，将为储能收益提供更稳定的预期，更加凸显储能在新型电力主体的重要作用。
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