作为全球单一国家内规模最大的区域电网，华东电网覆盖了江苏、浙江、安徽、福建、上海四省一市。截至2024年底，华东电网总装机容量突破6亿千瓦，新能源装机超过2.1亿千瓦，占比高达35%。与此同时，华东地区的用电需求保持着高增长态势，近三年整体增速高于全国平均水平。

新能源高占比、用电需求高增长的背景下，华东电网的电力供需格局日趋紧张，电网调节压力日益加大。作为电网调节的重要手段，储能在华东区域逐渐发挥出重要的作用。

为促进储能应用，华东各省市纷纷出台专项储能规划、备案纳规等建设管理规范，以及容量租赁、财政补贴、计划调峰和电力市场交易等市场机制，这些共同促进了江苏、浙江、上海、福建、安徽均形成了较为清晰又各有侧重的储能商业模式。

在市场需求、政策支持的双重作用下，华东地区储能装机规模高速增长。截至2024年底，华东区域储能装机容量944万千瓦，占全国总装机量的16.9%。其中，江苏省的储能装机容量为562万千瓦；浙江、安徽两省储能装机量均超200万千瓦。

华东区域，已经成为中国最重要的区域储能市场。

华东电网作为全球单一国家内规模最大的区域电网，覆盖了江苏、浙江、安徽、福建、上海四省一市，并通过14回跨区直流与华中、西南、华北、西北、南方电网紧密相连，在全国电力系统中占据重要地位。

近年来，华东电网在总装机容量不断突破的过程中，新能源的装机也实现了快速增长。截止2024年底，华东电网总装机容量突破6亿千瓦，新能源装机超过2.1亿千瓦，占比高达35%。其中江苏、浙江的新能源装机规模分别达到8252万千瓦和5596万千瓦，均已超越煤电，跃居为当地第一大电源。

与此同时，华东地区的用电需求保持着高增长态势，近三年整体增速高于全国平均水平，尤其是安徽省的用电增速更是尤为突出。这种新能源高占比、用电需求高增长的供需结构变化，使得华东电网的电力供需格局趋于日趋紧张，电网调节压力日益加大。

新能源装机规模、电力需求均持续高速增长，华东电网对灵活性调节资源的需求与日俱增。储能作为优质的快速调节资源，在这一背景下抓住机遇，在应对新能源出力波动和负荷增长带来的挑战中，取得了应用机会，并逐渐在华东区域电网中发挥重要作用，为华东电网的稳定运行提供有力保障。

截至2024年底，华东区域储能装机容量944万千瓦，占全国总装机量的16.9%。其中，江苏省的储能装机容量为562万千瓦；浙江、安徽两省储能装机量均超200万千瓦；福建新型储能装机规模相对较小，但也具有一定增长潜力。2024年，江苏、浙江的新增储能装机规模位居全国前十，成为我国用电大省中最重要的区域储能市场。

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2025年，浙江省新型储能建设目标为新增并网1.4GW，其中迎峰度夏（6月30日）前并网1GW。各设区市2025年新型储能发展目标如下：

图源：储能与电力市场

江苏省的储能应用，也主要因为迎峰度夏（冬）的顶峰调峰需求推动。

2024年初，江苏省41个已纳规的电网侧新型储能项目自愿承诺确保在2024年7月15日前建成并网，总规模1.173GW/2.345GWh。这批次项目基本按期完成建设计划。2024年底，江苏省以新增并网规模6.37GW/12.98GWh，较2023年实现了10倍增长，一举进入全国前三。其中，44个新增并网的电力保供保障性的独立式储能项目，装机规模达5GW/10GWh，为江苏省储能装机快速增长做出了主要贡献。

容量租赁+调峰辅助服务

华东区域形成储能较稳定的商业模式

结合各地的电力市场结构以及储能发展需求，华东区域各省市相继出台了多项储能政策，包括专项储能规划、电化学储能建设的备案和纳入省级规划的要求等。通过这些政策的落实，华东区域各省市为储能应用构建了包括容量租赁、财政补贴、计划调峰和电力市场交易等在内的收益模式。

另外，在电力现货市场方面，浙江、福建作为首批试点省，浙江已进入长周期试运行，但储能暂未参加，而福建已有储能项目参与交易。江苏、安徽、上海为第二批试点省，其中江苏已完成9次试运行，安徽已有9个储能项目进入试运行阶段，而上海现货市场尚未运行。

华东区域的电力现货市场并未为储能形成稳定的收益模式。华东区域（主要为江苏、浙江、上海、安徽）的储能收益主要来自于上述容量租赁、财政补贴、调峰（计划调峰、顶峰调峰）。

这其中，浙江省的储能在辅助服务市场、价差收益及储能补贴方面的收益详情如下。

江苏、安徽、上海的调峰服务具体电价标准及补贴情况汇总如下。

华东区域储能电站收益探讨

江苏、浙江是华东区域储能应用的典型代表。

江苏的储能电站收益主要来自于迎峰度夏（冬）期间提供顶峰调峰服务。2024年初，江苏发改委发布的《关于加快电网侧新型储能项目并网顶峰工作的通知》，为独立储能电站构建了“容量租赁+顶峰补贴”的收益渠道。2024年，江苏省的独立储能，在迎峰度夏（冬）期间提供顶峰调峰服务，可获得0.391元/kWh的价差收入，以及0.5元/kWh的上网电量补贴收入。

以2小时系统为例，在电网保证的320小时放电调用下，可实现满充放调用160次，若按85%的循环效率、90%的充放电深度计算，则1kWh储能系统，2024年提供顶峰调峰服务，全年充放电可获得收益119元。

日前，远景能源发布其盐城射阳电站2024年运行数据。射阳电站装机规模250MW/500MWh，作为江苏省最大的独立储能项目，在迎峰度夏的40天的时间内，日均2次满充满放，实现了收入4000万元，日均收益达100万元。值得关注的是，远景射阳电站还参与了江苏省第六次现货试运行，在14天的结算试运行期内，实现收入1154万元，相比平均水平高出54.2%。全年每MWh收入高出平均水平约11.7%，相比同类储能产品，折合百MWh全生命周期可增收2130万元。

射阳电站的运行数据，带给行业的思考不仅仅是收益数据上的数字，更是对于未来储能电站运营及运维能力的考量。136号文发布后，新能源强制配储的取消，储能电站必须进入电力市场交易的背景下，储能电站如何获得更高频次的调用，获得更大电量的释放，将变得更为重要。据远景能源的工作人员介绍，基于远景能源的EnOS产销管理平台，射阳电站实现电芯、PCS、EMS完美联动，在运行期间，整个场站零故障，100%响应电网调用，100%功率可用率，98.3%容量可用率等都为实现高收益做出了贡献。射阳电站实现了百MWh级储能电站综合效率全江苏省第一，调峰认定转换效率全江苏省第一的佳绩。

而浙江省，结合相关政策和现货市场试运行情况，主要可考虑四项收益：财政补贴、容量租赁、计划调峰收益（现货市场开启前）、电量市场（现货市场）和调频收益（辅助服务市场）。

以一个100MW/200MWh的储能电站为例，该电站可获得的收益分别为：

华东区域储能发展展望

华东区域储能市场的发展前景广阔，随着新能源渗透率的持续提高和电力市场的不断完善，储能技术作为提升电力系统灵活性、保障电力供应安全的关键手段，其重要性将日益凸显。

同时，华东区域正积极推动能源转型和电力市场改革，为储能产业的发展提供了良好的政策环境。政府出台的一系列支持政策，如储能补贴、税收优惠等，将进一步激发市场活力，推动储能产业的快速发展。

华东区域储能市场在政策支持、市场需求和技术进步等多重因素的推动下，正迎来快速发展的黄金时期。预计未来几年，储能将成为华东区域能源转型和电力市场改革的重要推动力，为地区的经济社会发展注入新的活力。同时，华东区域也将充分发挥其独特优势，积极探索储能产业的新模式、新业态，推动储能产业的持续健康发展。