新一场电力保供的战役已经悄然拉开帷幕，储能在电力系统平衡中的价值开始被看见。

【资料图】

近日，山东省发改委、能源局印发《2023年全省电力电量平衡方案》（以下简称《方案》）。《方案》指出，今年迎峰度夏晚高峰，山东可能存在约1000万千瓦供需缺口；迎峰度冬晚高峰，可能存在约800万千瓦供需缺口。

考虑到近两年来电力供应的不确定性越发高涨。上述《方案》发布，可以看作是山东在2023年电力保供战役上的提前规划。

事实上，不只是山东，能见留意到，开年以来，浙江、重庆、四川、湖北等地，在政策文件，或是电力会议上，均有提及能源和电力保供问题。

值得注意的是，在电力保供被提上日程时，储能被越来越多地提及。作为构建新型电力系统的关键支撑，储能在促进电力系统供需平衡上的作用，正在被看见。

上述《方案》明确提到，预计新型储能全年发电量将达12亿千瓦时，可以以自调度模式参与电力市场，在电力供应紧张等特殊时段，可以临时统一调度。

更早之前，在重庆市新型储能试点示范现场会议上，当地能源局领导透露，今年迎峰度夏前，重庆要力争建成30万千瓦新型储能电站和50万千瓦用户侧储能，通过新型储能产业发展，有效解决迎峰度夏电力缺口问题，保障电网安全稳定运行。

只是，储能的作用如果需要进一步放大和呈现，真正担当起新型电力系统的支撑角色，还需要跨过经济性和规模化发展的关口。

缺电阴影浮现

今年，电力供应紧张的警报已经拉响。

最先引起关注的，是今年2月份，云南对电解铝企业实施限产措施。自去年9月以来，这已是云南半年内第三次对电解铝企业进行限产。

云南省内电力供需形势严峻，主要原因在于由于气候干旱，省内水电发电能力严重不足。而云南又是不折不扣的水电大省，水电装机容量占比近八成，省内的电力供应多少有些“靠天吃饭”。

极端天气或气候异常引发电力供应紧张，类似的情况在近两年来接连上演。去年7-8月，四川面临历史同期最高极端高温、最少降雨量、最高电力负荷的“三最”叠加局面，电力保供遭遇严峻挑战，一时引发广泛关注。

事实上，近年来，国内电力供需矛盾进一步突出，限电情况接连上演。在更早的2021年，东北地区电力供应紧张情况，甚至出现拉闸限电情况。

一些区域电力供应紧张，影响会辐射至全国。主要原因在于，我国电力资源分布和用电区域错位，形成了西电东送，北电南送的电力供应格局。

电力供需矛盾进一步凸显，原因复杂，既有能源转型带来的能源结构变化，还有电网架构设计，以及极端天气频发，更有区域经济格局变化导致的供需变化。如成渝经济圈的建设，四川和重庆当地的用电大幅增加，水电大省也面临缺电难题。

来自中电联的预计，今年，迎峰度夏期间，华东、华中、南方区域电力供需形势偏紧；华北、东北、西北区域电力供需基本平衡。迎峰度冬期间，华东、华中、南方、西北区域电力供需偏紧；华北区域电力供需紧平衡；东北区域电力供需基本平衡。

电力保供已经成为区域经济发展中底层课题。在今年浙江的政府工作报告中，其明确提出，实施绿色低碳发展和能源保供稳价工程，推进电源、电网、储能、天然气管网等现代能源基础设施重大项目87个，完成能源领域投资6000亿元以上。2月13日，浙江能源监管办组织召开2023年度浙江电网运行方式汇报会，再次强调保供的重要性。

对于今年的电力供应，广东地区电网表示，将全力以赴保经济增长、保社会稳定、保民生用电、保电网安全，坚决防止拉闸限电，为广东省高质量发展提供坚强电力保障。

可以确定是，面对越来越多的不确定性，构建新型电力系统已经迫在眉睫。

储能担当几何

在构建新型电力系统上，储能被寄予厚望。

2021年，“十四五”开局，国家发改委和能源局，就发布《关于推动新型储能发展的指导意见》（建成《意见》）。《意见》明确提出，到2025年，我国新型储能装机达30GW以上，支持储能以独立主体身份参与各类市场，源网荷多元发展。

这一文件被视作储能产业发展的顶层设计文件，推开了储能规模化发展的大门。

2022年，国家发改委、能源局发布《“十四五”新型储能发展实施方案》，提出打造新型储能示范区，为储能产业的发展提出路径规划。

国家定调加码，地方政府纷纷跟进。随后，有关储能的发展规划，陆续出现在各地“十四五”碳达峰方案和能源电力规划中。多地提出，到2025年，区域内电网系统电力需求侧响应能力达到最高用电负荷的5%以上。

来自中关村储能联盟的数据显示，截至目前，全国已有26个省市规划了“十四五”时期新型储能装机目标，总规模近67GW，是国家规划的2倍不止。

目前，山东、浙江、河北、宁夏等地先后出台新型储能发展专项规划。为推动规划落地，山东、浙江、河北、河南、安徽、四川、广西、青海等地均推出储能示范项目，并出台配套的支持政策。

山东是我国储能建设的排头兵。截至2022年底，全省在运新型储能项目58个、规模155万千瓦，位居全国首位。山东能源局透露，2023年春节期间，储能电站最大充电电力89.7万千瓦，参与调峰6次，累计减少弃风弃光电量1650万千瓦时。

但是，虽然国家及地方层层加码储能，但储能的盈利机制，尚未真正建立，导致规划落地进展迟滞。目前，储能投建的主要动力，依然是为了满足新能源配储的要求，以及看好峰谷价差套利的工商业储能。

储能盈利模式和成本疏导机制亟待建立，而这又与我国电力市场的建设和完善密切相关。即便最早落地现货市场，并为储能盈利提供多方支持，山东地区独立储能电站的实际能力依然堪忧。

储能行业还在等待一个真正市场化爆发的临界点。其中既有上游设备成本的下降，还有电力市场机制的完善。

关键词：