（原标题：随时充放电，这样的“电力银行”值得期待）
就像银行的基本功能是存钱取钱是一样，电力也可以在任何时间充电或在任何时间放电，变成一种可控的能源。这种被业界形象称为“电力银行”的新兴业态——储能，正成为全国乃至全球范围炙手可热的话题，相应的储能产业也风生水起。
储能产业崛起 江苏领先全国
所谓储能，最常见的是化学储能，通过电池充电放电作业，起到削峰填谷、提高电能质量、充当备用电源、调节频率参与智能电网建设等作用。储能电站有仓储式、集装箱式、车载移动式等不同形式。
中国化学与物理电源行业协会储能应用分会秘书长刘勇介绍，对储能发展我国高度重视并积极支持。去年10月11日，国家五部委联合发布《关于促进储能产业与技术发展的指导意见》指出，“储能在电力调频领域、在工商业用户侧应用中，已经具备了初步赢利的可能”。鼓励各省级依照已出台的智能电网、微电网、多能互补、“互联网+”智慧能源、电动汽车充电设施、废旧动力蓄电池回收利用、配电网建设、电力现货市场等相关政策支持储能。
在多位专家和业内人士看来，储能将是未来能源革命的“刚需”，成为推动我国电力能源变革、结构调整的重要支撑技术。
从全球看，储能发展也相当迅猛，我国已成为储能重要国家。电力规划设计总院国际业务部市场处副处长饶建业介绍，到2017年6月，全球储能总规模达到183吉瓦，其中96%分布在中国、日本和美国。
截至2017年底，我国投运储能项目累计装机规模28.9吉瓦，年增长率18.9%；装机容量389.8兆瓦，年增长率达到45%。
作为电力消费大省，江苏的储能建设也领先全国。全国能源行业电动汽车充电设施标准技术委员会委员、国网江苏省电力有限公司营销部智能用电处副处长许庆强介绍，2016年下半年以来，全省已建成用户侧储能电站39座，总功率42兆瓦，总容量283兆瓦时；目前在建39座储能电站，功率97兆瓦，容量达到744兆瓦时。“我省储能主要有三个应用场景：削峰填谷，18座投运电站用于削峰填谷，总功率37兆瓦，占总装机容量的88.1%；8座用于新能源消纳，总功率3.6兆瓦，占总装机容量的8.6%；还有13座、总功率1.4千瓦用于微电网研究。”
江苏巨大的储能市场，吸引南都电源、科陆、欣旺达、中天储能、国轩高科、亿纬锂能、力信能源、双登集团等省内外储能企业纷纷布局。
多场景应用展现储能魅力
储能，可以细分为用户侧储能、电网侧储能、电源侧储能等。刘勇认为，三者作用各有侧重，用户侧储能装置可促进电网削峰填谷，保障大电网安全。储能技术的应用，还将有效提高用户侧分布式能源接入以及应对灾变能力，保证供电可靠性，带来较好的经济与社会价值。
去年7月28日，无锡新区星洲智能配网储能电站投入运营，这是全国最大容量的商业运行储能电站，总功率20兆瓦，总容量160兆瓦时。在用电高峰和低谷不同时段充放电操作，通过削峰填谷支持电网平稳运行，服务星洲工业园内企业。相关人士介绍，电站1小时最多可向电网提供2万千瓦时电，连续放电8小时，日累计放电16万千瓦时。专家测算，这个项目可减少4万峰谷差，相当于关停了1台20兆瓦火电机组，可减少用于电厂建设的投资3.4亿元。
6月21日并网运行的镇江丹阳建山储能电站，是镇江电网侧储能项目建成投运的第一个项目，属于电网侧储能电站。整个项目包含8个储能电站、总容量20.2万千瓦时。江苏电力公司相关人士说，电网侧储能主要服务于大电网的安全可靠运行、新能源合理配置与完全消纳，促进镇江地区电网削峰填谷，有效缓解镇江东部电网的供电压力。
以生产超级电容著称的浙江超威电力有限公司，通过把储能与风电、光伏结合，可有效防止弃风弃光。总经理沈少屏举例，他们在为山东一家医疗企业建设总功率100千瓦、总容量500千瓦时的新能源并网消纳储能项目，将光伏多余的电或被限制的电储存起来，在光照或功率不足情况下储能放电，实现了能源高效利用。
广州智光储能科技有限公司除了做高功率大容量储能电站，还通过梯次利用退役电池建设储能项目。副总经理付金建说，电动汽车电池大量退役，增加了环保压力。同时退役电池还有一定的储电能力，在一些场合可以发挥“余热”。“在对汽车电池包严格筛选，包括泡在水里几个小时不漏电后，些电池可用在削峰填谷、家庭储能、备用电源等场景中。”
未来，储能应用将越来越广泛。“全民互动参与将是未来储能更有趣的一种方式。”在浙江南都能源互联网运营有限公司市场管理中心胡惠玥看来，能源互联网相当于信息互联网，综合能源犹如腾讯公司，微电网便是微信一样的产品。先有一些小型微电网，再有很多能源互联网子系统，有了虚拟电厂，实现分布式电源储能，最后和其他网结合成为能源网。再凭借能源区块链、物联网，不仅可以全程记录每一种电源的产生和使用，每个人还可以进行能源自由交易。
突破制约谋求行业更好明天
储能，受政策鼓励、国家光伏政策调整催生部分企业转型、电池价格走低等综合影响发展迅速。但作为一种新兴业态，眼下也遭遇多种制约。
多位业内人士表示，储能投资收益很大程度有赖于各地峰谷电价差，江苏、浙江、上海等地因峰谷电价差超过0.70元/度电，项目投资一般6-8年可以回收。不同地区峰谷价差的差异，影响了投资积极性的释放。
刘勇指出，我国用户侧电价价格随供需变化的灵活性还不够，尚处于政府定价阶段。考虑到储能技术的应用能解决能源的错时使用，建议充分扩大执行峰谷电价的用户范围，并进一步完善用户侧峰谷电价的市场定价机制。要通过抬高尖峰电价或设立分级尖峰电价、降低低谷电价等形式，引导用电大户采用储能设备、居民主动调节用电时段，降低尖峰负荷、增加低谷负荷，从而节约电力系统投资，提高电力系统负荷率和设施利用率。
有专家表示，正从示范应用向商业化发展过渡的我国储能产业，虽然技术成熟度提高、系统成本下降，但储能的经济性不足以及缺乏市场机制仍然是重要瓶颈。储能的商业化发展，仍面临技术性能有待提高、建设和融资成本偏高、应用和赢利模式不清晰等挑战。
厦门科华恒盛股份有限公司新能源事业部技术总监林金水坦言，储能系统、相关电池等缺乏国家标准是最大难题，困扰工作的开展。为此，他们正在联合国内知名厂家，针对调试中遇到的问题，形成统一标准。
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