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。
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，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。
2017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。
中国已成为重要储能国家，截止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，中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。2016年下半年以来，江苏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。
实际上，储能作为一种新兴业态，遭遇多种制约。储能系统、相关电池等缺乏国家标准是最大难题，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。
中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。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。
中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。
文章来源：新华日报
