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。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。
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，去年10月11日，國家五部委聯合發布《關于促進儲能產業與技術發展的指導意見》，鼓勵各省級政府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。
我國已成為重要儲能國家。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%分布在中國、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，已吸引南都電源、科陸等眾多省內外儲能企業紛紛布局。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。
多場景應用展現儲能魅力
據介紹，儲能可以細分為用戶側儲能、電網側儲能、電源側儲能等，三者各有側重，用戶側儲能裝置可促進電網削峰填谷，保障大電網安全，還能有效提高用戶側分布式能源接入及應對災變能力，保證供電可靠性。
去年7月28日，無錫新區星洲智能配網儲能電站投入運營，這是全國容量最大的商業運行儲能電站，總功率20兆瓦，總容量160兆瓦時。相關人士介紹，電站1小時最多可放電2萬千瓦時，一天連續放電8小時，可向電網提供16萬千瓦時電。專家測算，這個項目可減少4萬峰谷差，相當于關停了1臺20兆瓦火電機組，可減少用于電廠建設的投資3.4億元。
6月21日并網運行的鎮江丹陽建山儲能電站，是鎮江第一個建成投運的電網側儲能項目，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于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供電壓力。
浙江超威電力有限公司以生產超級電容著稱，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500千瓦時的新能源并網消納儲能項目，將光伏多余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。
“在對汽車電池包嚴格篩選，包括泡在水里幾個小時不漏電后，這些電池可用在削峰填谷、家庭儲能、備用電源等場景中。”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，退役電池有一定儲電能力，在一些場合可以發揮“余熱”。
未來，憑借能源區塊鏈、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。
突破制約謀求更好明天
“儲能系統、相關電池等缺乏國家標準是最大難題。”廈門科華恒盛股份有限公司開展工作時遭遇困擾。實際上，儲能作為一種新興業態，遭遇多種制約。
多位業內人士表示，各地峰谷電價差對儲能投資收益影響很大，也影響投資積極性。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。
“我國用戶側電價隨供需變化的靈活性還不夠，尚處于政府定價階段。”劉勇建議充分擴大執行峰谷電價的用戶范圍，進一步完善用戶側峰谷電價的市場定價機制。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，引導用電大戶采用儲能設備、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，我國儲能產業正從示范應用向商業化發展過渡，雖然技術成熟度提高、系統成本下降、應用前景看好，但經濟性不足、缺乏市場機制、贏利模式不清晰等等，仍是亟待破除的發展瓶頸。
