近日，多地氣溫持續攀升，京津冀魯多地氣溫達到40℃，電網用電負荷也在持續走高，相對往年同期，多地最高負荷不斷創出新高。隨著酷夏季節的即將到來，電網的供電壓力隨之驟增。根據中電聯預測，正常氣候情況下，預計2023年全國最高用電負荷在13.7億千瓦左右，同比增長0.8億千瓦左右，若出現長時段大范圍極端氣候，則可能同比增長1億千瓦左右。

隨著整體用電負荷的升高，同時受制于我國的能源稟賦和負荷分布，疊加風光水相關氣候因素、一次能源供應等錯綜復雜因素，部分地區的“結構性缺電”成為電網面臨的考驗，電網呈現出局部性、時段性、季節性電力供需緊缺。特別是近兩年，部分地區的“限電”事件將大家的視線拉回電力供應保障上，而電力的可靠供應是保證國民經濟發展以及居民、企業正常生產生活的基礎。

儲能的功能多樣化，純技術上來說，在不同應用場景中可提供多樣化的功能，針對電網電力短時緊缺主要對應的是儲能的調峰、需求側響應等功能。

電網中的電力短缺目前以日間的短時緊缺為主，而目前新能源側、電網側和用戶側儲能充放電時長均以2-4小時為主，是緩解日間電力短時緊缺的有效手段。

新能源側和電網側儲能目前均以調峰應用為主，在電力緊缺時段，通過調峰輔助服務市場或電力現貨市場放電進行削峰，按照2022年底新型儲能的規模870萬千瓦為例，新能源側和電網側儲能是新型儲能市場的絕對主體，以85%的占比為例，在考慮計劃停運、故障停運、效率損失等因素后，新能源側和電網側理論上可提供的頂峰能力估計在500萬千瓦左右。盡管整體規模仍較小，但在部分裝機規模較高的地區可提供一定的削峰支撐，隨著新型儲能逐年“倍增式”的增長，新型儲能將發揮愈加重要的作用。

對于用戶側儲能，目前主要通過峰谷電價差獲利，需要說明的是，利用峰谷電價差充放電本身也是通過電價來促進用戶調節用電規律，在用電負荷高的時段按照高電價放電，在用電負荷低的時段按照低電價充電，屬于電網中的“間接削峰”行為;而用戶側儲能可通過削峰型需求側響應實現“直接削峰”。

需求側響應可針對短時的電力供需緊張，通過經濟激勵為主的措施，引導電力用戶自愿調整用電行為，挖掘需求側調節潛力是一種經濟高效的手段。按照《電力負荷管理辦法》(征求意見稿)，到2025年，各地需求側響應能力達到最大用電負荷的3-5%，用戶側儲能是實現需求側響應的重要手段，通過負荷管理終端接收響應指令，按照日前、日內或實時響應執行放電策略并獲取收益。

隨著新型儲能的快速發展，除火電、燃氣機組、抽水蓄能等“主力軍”外，新型儲能正成為一股“生力軍”，而如何運用新型儲能來“降峰”仍需進一步建立其調用和價格機制，從而充分發揮其效能，并通過獲取合理收益激發儲能用戶的動力和潛能。

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