用电量创新高背后：以储能解决供需矛盾正当时

7月11日，中央深改委会议审议通过《关于深化电力体制改革加快构建新型电力系统的指导意见》，强调要深化电力体制改革，加快构建清洁低碳、安全充裕、经济高效、供需协同、灵活智能的新型电力系统，更好推动能源生产和消费革命，保障国家能源安全。

新型电力系统的关键是电力保供和电力系统稳定运行，而储能则是构建新型电力系统的关键一环。通过储能的规模化应用，电力系统由传统的源随荷动向源网荷储融合互动转变，从而实现电力的统筹协调，进一步解决电力供需不平衡等难题。

近段时间以来，进入迎峰度夏高峰期，高温预警不断，多地用电量创新高，电力供需矛盾不断凸显。

7月10日，国家能源集团单日完成发电量40.9亿千瓦时，刷新历史最高纪录，较前一日增长2.1亿千瓦时，超历史峰值0.4亿千瓦时。国家能源集团表示，华南、华东等省区最高负荷屡创新高，部分地区电力供需形势严峻。

同样，南方电网在7月10日的最高电力负荷达2.26亿千瓦，创历史新高，比去年最高负荷增加300万千瓦。今年以来，经济增长好于预期，南方区域电力需求逐步恢复。

电力阶段性供不应求几乎成为了每个夏季的难题。持续高温考验电企的供应能力，也让储能再次成为市场关注的焦点。电力供应紧张背景下，不少省份和企业为解决区域性、时段性供需矛盾在不断加大储能的装机量。

据中国化学与物理电源行业协会储能应用分会统计，今年1月份至5月份共有97个新型储能项目投运，装机功率达3.02GW，同比增长629.12%。

随着极端天气频发，以市场化为核心的新型电力系统建设迫在眉睫，而储能更是成为解决电力供需矛盾的重要抓手。去年以来，市场一直有声音质疑储能利用率太低，成本太高，储能的商业模式不够清晰等一系列问题。

不过，今年以来，用户侧储能发展喜人。目前，用户侧储能主要是依靠峰谷电价差套利，即在低电价时段充电，在高电价时段卖出，赚取电价差。

在夏季用电高峰，不少区域实行尖峰电价，峰时用能成本提高，也带来峰谷价差提升，从平抑高峰用电成本或峰谷套利的角度来看，用户侧储能的经济性已经显现。

从储能的应用场景来看，主要分为电源侧、电网侧和用户侧三大类。随着新型电力系统建设加速，除了用户侧储能不断发力，还应不断加大储能的应用场景向纵深拓展。在笔者看来，作为新建新能源发电项目的前置条件，电源侧储能应避免“建而不用”，加大风力、光伏等新能源电力并网和消纳是助力电力统筹的重要环节。同时，推动建立电网侧独立储能电站容量电价机制，鼓励并支持独立储能参与电力市场交易，并逐步完善交易规则。

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