（原標題：隨時充放電，這樣的“電力銀行”值得期待）
就像銀行的基本功能是存錢取錢是一樣，電力也可以在任何時間充電或在任何時間放電，變成一種可控的能源。這種被業界形象稱為“電力銀行”的新興業態——儲能，正成為全國乃至全球範圍炙手可熱的話題，相應的儲能產業也風生水起。
儲能產業崛起 江蘇領先全國
所謂儲能，最常見的是化學儲能，通過電池充電放電作業，起到削峰填谷、提高電能質量、充當備用電源、調節頻率參與智能電網建設等作用。儲能電站有倉儲式、集裝箱式、車載移動式等不同形式。
中國化學與物理電源行業協會儲能應用分會秘書長劉勇介紹，對儲能發展我國高度重視並積極支持。去年10月11日，國家五部委聯合發佈《關於促進儲能產業與技術發展的指導意見》指出，“儲能在電力調頻領域、在工商業用戶側應用中，已經具備了初步贏利的可能”。鼓勵各省級依照已出臺的智能電網、微電網、多能互補、“互聯網+”智慧能源、電動汽車充電設施、廢舊動力蓄電池回收利用、配電網建設、電力現貨市場等相關政策支持儲能。
在多位專家和業內人士看來，儲能將是未來能源革命的“剛需”，成為推動我國電力能源變革、結構調整的重要支撐技術。
從全球看，儲能發展也相當迅猛，我國已成為儲能重要國家。電力規劃設計總院國際業務部市場處副處長饒建業介紹，到2017年6月，全球儲能總規模達到183吉瓦，其中96%分佈在中國、日本和美國。
截至2017年底，我國投運儲能項目累計裝機規模28.9吉瓦，年增長率18.9%；裝機容量389.8兆瓦，年增長率達到45%。
作為電力消費大省，江蘇的儲能建設也領先全國。全國能源行業電動汽車充電設施標準技術委員會委員、國網江蘇省電力有限公司營銷部智能用電處副處長許慶強介紹，2016年下半年以來，全省已建成用戶側儲能電站39座，總功率42兆瓦，總容量283兆瓦時；目前在建39座儲能電站，功率97兆瓦，容量達到744兆瓦時。“我省儲能主要有三個應用場景：削峰填谷，18座投運電站用於削峰填谷，總功率37兆瓦，佔總裝機容量的88.1%；8座用於新能源消納，總功率3.6兆瓦，佔總裝機容量的8.6%；還有13座、總功率1.4千瓦用於微電網研究。”
江蘇巨大的儲能市場，吸引南都電源、科陸、欣旺達、中天儲能、國軒高科、億緯鋰能、力信能源、雙登集團等省內外儲能企業紛紛佈局。
多場景應用展現儲能魅力
儲能，可以細分為用戶側儲能、電網側儲能、電源側儲能等。劉勇認為，三者作用各有側重，用戶側儲能裝置可促進電網削峰填谷，保障大電網安全。儲能技術的應用，還將有效提高用戶側分佈式能源接入以及應對災變能力，保證供電可靠性，帶來較好的經濟與社會價值。
去年7月28日，無錫新區星洲智能配網儲能電站投入運營，這是全國最大容量的商業運行儲能電站，總功率20兆瓦，總容量160兆瓦時。在用電高峰和低谷不同時段充放電操作，通過削峰填谷支持電網平穩運行，服務星洲工業園內企業。相關人士介紹，電站1小時最多可向電網提供2萬千瓦時電，連續放電8小時，日累計放電16萬千瓦時。專家測算，這個項目可減少4萬峰谷差，相當於關停了1臺20兆瓦火電機組，可減少用於電廠建設的投資3.4億元。
6月21日併網運行的鎮江丹陽建山儲能電站，是鎮江電網側儲能項目建成投運的第一個項目，屬於電網側儲能電站。整個項目包含8個儲能電站、總容量20.2萬千瓦時。江蘇電力公司相關人士說，電網側儲能主要服務於大電網的安全可靠運行、新能源合理配置與完全消納，促進鎮江地區電網削峰填谷，有效緩解鎮江東部電網的供電壓力。
以生產超級電容著稱的浙江超威電力有限公司，通過把儲能與風電、光伏結合，可有效防止棄風棄光。總經理沈少屏舉例，他們在為山東一家醫療企業建設總功率100千瓦、總容量500千瓦時的新能源併網消納儲能項目，將光伏多餘的電或被限制的電儲存起來，在光照或功率不足情況下儲能放電，實現了能源高效利用。
廣州智光儲能科技有限公司除了做高功率大容量儲能電站，還通過梯次利用退役電池建設儲能項目。副總經理付金建說，電動汽車電池大量退役，增加了環保壓力。同時退役電池還有一定的儲電能力，在一些場合可以發揮“餘熱”。“在對汽車電池包嚴格篩選，包括泡在水裡幾個小時不漏電後，些電池可用在削峰填谷、家庭儲能、備用電源等場景中。”
未來，儲能應用將越來越廣泛。“全民互動參與將是未來儲能更有趣的一種方式。”在浙江南都能源互聯網運營有限公司市場管理中心胡惠玥看來，能源互聯網相當於信息互聯網，綜合能源猶如騰訊公司，微電網便是微信一樣的產品。先有一些小型微電網，再有很多能源互聯網子系統，有了虛擬電廠，實現分佈式電源儲能，最後和其他網結合成為能源網。再憑藉能源區塊鏈、物聯網，不僅可以全程記錄每一種電源的產生和使用，每個人還可以進行能源自由交易。
突破制約謀求行業更好明天
儲能，受政策鼓勵、國家光伏政策調整催生部分企業轉型、電池價格走低等綜合影響發展迅速。但作為一種新興業態，眼下也遭遇多種制約。
多位業內人士表示，儲能投資收益很大程度有賴於各地峰谷電價差，江蘇、浙江、上海等地因峰谷電價差超過0.70元/度電，項目投資一般6-8年可以回收。不同地區峰谷價差的差異，影響了投資積極性的釋放。
劉勇指出，我國用戶側電價價格隨供需變化的靈活性還不夠，尚處於政府定價階段。考慮到儲能技術的應用能解決能源的錯時使用，建議充分擴大執行峰谷電價的用戶範圍，並進一步完善用戶側峰谷電價的市場定價機制。要通過抬高尖峰電價或設立分級尖峰電價、降低低谷電價等形式，引導用電大戶採用儲能設備、居民主動調節用電時段，降低尖峰負荷、增加低谷負荷，從而節約電力系統投資，提高電力系統負荷率和設施利用率。
有專家表示，正從示範應用向商業化發展過渡的我國儲能產業，雖然技術成熟度提高、系統成本下降，但儲能的經濟性不足以及缺乏市場機制仍然是重要瓶頸。儲能的商業化發展，仍面臨技術性能有待提高、建設和融資成本偏高、應用和贏利模式不清晰等挑戰。
廈門科華恆盛股份有限公司新能源事業部技術總監林金水坦言，儲能系統、相關電池等缺乏國家標準是最大難題，困擾工作的開展。為此，他們正在聯合國內知名廠家，針對調試中遇到的問題，形成統一標準。
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