江苏储能建设领先全国 已建成储能电站39座

就像钱可以在银行随时存取一样，电力也可以在任何时间充电或放电，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——储能产业正风生水起。7月8日—9日，在南京举行的2018第二届全国用户侧储备细分市场开发和应用高层研讨会上，全国近千位企业家、科研人员和业内人士一起分享经验，共话行业未来。

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。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。

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，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》，鼓励各省级政府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。

我国已成为重要储能国家。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，已吸引南都电源、科陆等众多省内外储能企业纷纷布局。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。

多场景应用展现储能魅力

据介绍，储能可以细分为用户侧储能、电网侧储能、电源侧储能等，三者各有侧重，用户侧储能装置可促进电网削峰填谷，保障大电网安全，还能有效提高用户侧分布式能源接入及应对灾变能力，保证供电可靠性。

去年7月28日，无锡新区星洲智能配网储能电站投入运营，这是全国容量最大的商业运行储能电站，总功率20兆瓦，总容量160兆瓦时。相关人士介绍，电站1小时最多可放电2万千瓦时，一天连续放电8小时，可向电网提供16万千瓦时电。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，是镇江第一个建成投运的电网侧储能项目，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供电压力。

浙江超威电力有限公司以生产超级电容著称，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。

“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，这些电池可用在削峰填谷、家庭储能、备用电源等场景中。”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，退役电池有一定储电能力，在一些场合可以发挥“余热”。

未来，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。

突破制约谋求更好明天

“储能系统、相关电池等缺乏国家标准是最大难题。”厦门科华恒盛股份有限公司开展工作时遭遇困扰。实际上，储能作为一种新兴业态，遭遇多种制约。

多位业内人士表示，各地峰谷电价差对储能投资收益影响很大，也影响投资积极性。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。

“我国用户侧电价随供需变化的灵活性还不够，尚处于政府定价阶段。”刘勇建议充分扩大执行峰谷电价的用户范围，进一步完善用户侧峰谷电价的市场定价机制。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，我国储能产业正从示范应用向商业化发展过渡，虽然技术成熟度提高、系统成本下降、应用前景看好，但经济性不足、缺乏市场机制、赢利模式不清晰等等，仍是亟待破除的发展瓶颈。