近日，多地气温持续攀升，京津冀鲁多地气温达到40℃，电网用电负荷也在持续走高，相对往年同期，多地最高负荷不断创出新高。随着酷夏季节的即将到来，电网的供电压力随之骤增。根据中电联预测，正常气候情况下，预计2023年全国最高用电负荷在13.7亿千瓦左右，同比增长0.8亿千瓦左右，若出现长时段大范围极端气候，则可能同比增长1亿千瓦左右。

随着整体用电负荷的升高，同时受制于我国的能源禀赋和负荷分布，叠加风光水相关气候因素、一次能源供应等错综复杂因素，部分地区的“结构性缺电”成为电网面临的考验，电网呈现出局部性、时段性、季节性电力供需紧缺。特别是近两年，部分地区的“限电”事件将大家的视线拉回电力供应保障上，而电力的可靠供应是保证国民经济发展以及居民、企业正常生产生活的基础。

储能的功能多样化，纯技术上来说，在不同应用场景中可提供多样化的功能，针对电网电力短时紧缺主要对应的是储能的调峰、需求侧响应等功能。

电网中的电力短缺目前以日间的短时紧缺为主，而目前新能源侧、电网侧和用户侧储能充放电时长均以2-4小时为主，是缓解日间电力短时紧缺的有效手段。

新能源侧和电网侧储能目前均以调峰应用为主，在电力紧缺时段，通过调峰辅助服务市场或电力现货市场放电进行削峰，按照2022年底新型储能的规模870万千瓦为例，新能源侧和电网侧储能是新型储能市场的绝对主体，以85%的占比为例，在考虑计划停运、故障停运、效率损失等因素后，新能源侧和电网侧理论上可提供的顶峰能力估计在500万千瓦左右。尽管整体规模仍较小，但在部分装机规模较高的地区可提供一定的削峰支撑，随着新型储能逐年“倍增式”的增长，新型储能将发挥愈加重要的作用。

对于用户侧储能，目前主要通过峰谷电价差获利，需要说明的是，利用峰谷电价差充放电本身也是通过电价来促进用户调节用电规律，在用电负荷高的时段按照高电价放电，在用电负荷低的时段按照低电价充电，属于电网中的“间接削峰”行为;而用户侧储能可通过削峰型需求侧响应实现“直接削峰”。

需求侧响应可针对短时的电力供需紧张，通过经济激励为主的措施，引导电力用户自愿调整用电行为，挖掘需求侧调节潜力是一种经济高效的手段。按照《电力负荷管理办法》(征求意见稿)，到2025年，各地需求侧响应能力达到最大用电负荷的3-5%，用户侧储能是实现需求侧响应的重要手段，通过负荷管理终端接收响应指令，按照日前、日内或实时响应执行放电策略并获取收益。

随着新型储能的快速发展，除火电、燃气机组、抽水蓄能等“主力军”外，新型储能正成为一股“生力军”，而如何运用新型储能来“降峰”仍需进一步建立其调用和价格机制，从而充分发挥其效能，并通过获取合理收益激发储能用户的动力和潜能。