最近业内和媒体都在宣扬储能行业要大发展。业内人士认为，2015年电力体制改革政策频出，行业已强烈地感觉到电改对储能产业明确的推动信号，电改对储能产业起到了有力驱动作用。随着电改的进一步落实，相关政策的到位，整个电力市场化程度不断增加，储能行业在电力系统中的价值将会更好得到发展，储能行业健康持续、商业化发展的大时代也就不远了。有的专家更把储能提高到战略上来论述：“储能是战略性的关键课题，实际上贯穿了整个能源产业链，无论从发电侧、输配电侧，还是生态城、低碳城市建设都离不开储能行业的发展。”这些说法都有道理，但并不完全，因为解决可再生能源和新能源发电存在的随机性和间歇性，除了储能之外，还有许多别的办法，现在的问题在于储能技术没有突破，储能的经济性不如人意。这是因为全球能源挑战中，有一条必须考虑的是：“如何保证可负担、稳定并且可惠及所有的能源供应。”

　　“据美国能源部全球能源数据库近期统计数据，全球储能项目装机规模167.24吉瓦，其中抽水蓄能161.23吉瓦，储热3.056吉瓦，其他机械储能1.57吉瓦，电化学储能1.38吉瓦，储氢0.01吉瓦。在这些储能项目中占比最大、单站容量最大的都是抽水蓄能，抽水蓄能装机规模占全球储能装机的86%。”

　　抽水蓄能是一种传统的电源形式，是为以化石能源发电为主的电网解决削峰、填谷和调频调峰服务的储能装置。抽水蓄能早在风电、太阳能发电之前就已经有大规模的发展。从之前的统计数字看，除去抽水蓄能的新式储能项目，其装机容量全球总计才不过6吉瓦，与全球可再生能源和新能源发电装机容量相比规模实在太小。其原因就在于储能技术不成熟、经济性较差。储能当前的任务不是在于发展，而在于储能技术的突破。

　　我们需要储能，我们迫切需要储能。但是目前还没有出现突破性的技术，还不能促使储能装机容量大发展。我们不知何时才能掌握突破性储能技术，但我们相信储能革命一定会来到，储能装机容量一定会有大的发展，电力一定会被大规模、可利用、可接受地储存起来。为什么说储能需要技术突破？陈卫东说：“电力储存现在还没有出现突破性技术，虽然出现了很多化学储能的方式，但我不认为现在看到的这些技术将会是未来的主流路线，将来一定会出现带领储能突破的技术，就象存储芯片带来的智能手机革命。”（陈卫东：提速需“三驾马车”，能源思考2016年08月）。如果我们同意陈卫东的判断，储能就要等待技术突破，我们现在应当把力量放在储能技术突破上。

　　解决可再生能源和新能源电源的随机性、间歇性问题，储能是办法之一，另外还有火电互补、可再生能源发电和新能源电源互补，以及柔性负荷（即需求响应）等。

　　所谓火电互补，在发达国家是气电互补。因为燃气电厂灵活调节性能好，发达国家所谓火电，大多是燃气电厂。我国情况有所不同，我国火电以煤电为主，按照“十三五”电力规划，到2020年煤电装机为11亿千瓦，天然气发电装机仅为1.1亿千瓦，煤电和气电比为10：1。气电装机数量少，并且气电中能用于与新能源电源互补的容量更少。“十三五”天然气发电规划中，“十三五”期间新增天然气发电装机容量5000万千瓦，调峰电站新增装机容量仅为500万千瓦，也就是说到2020年整个天然气发电中调峰容量仅约1000万千瓦左右，只占整个火电（煤电+气电）装机容量1%还不到，可见能与可再生能源电力和新能源电力互补的主要仍是煤电。

　　与化学储能和压缩空气储能相比，煤电投资约为储能装机的十分之一，煤电寿命约为储能的十倍。煤电的投资低、寿命长、成本低，可以在大多数条件下与风电、太阳能发电互补，而储能则必须依靠补贴投资及运行费用，这是煤电作为可再生能源与新能源电力互补的最大优势。煤电用于互补，最大的缺点是要排放污染物和二氧化碳。从“十二五”期间开始，我国煤电实行超低排放，排放的污染物大大减少，在“十三五”规划期间，还准备对煤电实行超低排放改造4.2亿千瓦，能进一步减少燃煤电厂污染物的排放。从中国的能源供需平衡上来看，煤电将在一定时间里存在，在储能技术尚未突破的情况下，煤电用于可再生能源、新能源发电的互补还是必要的、可行的。

　　煤炭用于可再生能源发电（主要是水电）和新能源电力的互补，与煤电利用率（煤电发电设备利用小时数）有很大关系，我国水电站多数调节性能较差，水电站丰水期大发，枯水期少发，需要煤电配合，水电大发时煤电少发，水电少发时煤电要大发，煤电与水电互补时与煤电长年承担基本负荷相比，利用率（即发电设备利用小时数）会下降。同样煤炭与风电、太阳光伏能发电互补时，也会降低发电设备利用小时数。

　　目前在测算煤电产能过剩时，往往拿火电利用小时数来推算火电过剩装机容量，这显然是不合理的，火电利用小时数降低有多少属于互补，又有多少属于过剩是很难区分的，所以从火电利用小时数降低的数字很难计算出火电过剩装机容量。“十三五”规划应当是一个供需平衡的规划，到2020年火电设备平均利用小时数为3800~4400小时，火电设备在五年内降低269~569小时，说明火电作为可再生能源和新能源发电的互补容量，火电设备利用小时数还会继续下降。

　　可再生能源发电和新能源电源之间的互补

　　所谓可再生能源发电与新能源电源之间的互补，是指水电与风电、光伏发电的互补，光热发电与风电、光伏发电间的互补，以及生物质发电与风电、光伏发电间互补。这三种类型的互补中，由于光热发电才刚刚开始建设，“十三五”规划中到2020年光热电站仅为500万千瓦；生物质能发电站的容量在“十三五”规划中到2020年为1520万千瓦，即使全部利用，作用也不大。因此，应促进太阳能热发电和生物质能发电的发展速度。以水电互补，关键要看水电站的调节性能，无调节、日调节水电站不具备互补条件；调节性能差的水电站可能丰年能互补，枯年不能互补；互补条件好的水电站拥有多年调节水库，可惜我国具备多年调节的水电站不多。总体来看，我国可再生能源发电和新能源发电之间的互补条件并不好。

　　在有电的100多年时间里，电力系统主要依靠供给侧（包括发电、输电和配电）实时跟踪用户负荷的变动，而需求侧基本不参与电力供需平衡。这种供电方式，电力供应侧的供电能力除了满足需求侧最大负荷需要外，还要额外增加备用容量，有很多时间发电能力要放空，造成很大损失。20世纪70年代美国发现需求侧节省1个千瓦，比供应侧增加1千瓦的供电能力要便宜得多，于是提出了需求侧管理（DSM），随着情况的变化，电力需求侧管理逐渐向需求响应（DR）发展。最著名的例子是美国加州2000年发生电力危机时，缺电严重，电价飞涨，加州采取了需求响应策略，谁能降低20%的电力需求，就给他的电价降低20%，一举解决了缺电问题。在大力发展可再生能源发电和新能源电力时，如果仍然采用供应侧实时跟踪用户负荷的变动，由于风电、光伏发电的间歇性和随机性，除了供应侧放空容量和电量外，还要为风电、光伏发电提供辅助电源。所以最好的办法是让需求侧的电力负荷来适应风电、光伏发电的形态，需求侧提供消耗水电、风电、光伏发电的柔性负荷。即水电、风电、光伏发电时，电力用户用电，水电、风电、光伏发电不能发电时，用户就不用电。这样做就不会造成供应侧放空容量和电量，也不会造成弃水、弃风和弃光。最好的例子就是我国“三北”地区利用风电、光伏发电的富裕电能就地搞供热。我们可以把这个经验推广到有过剩产能的耗电工业上去，这样做一方面把耗电工业的过剩产能利用起来，另一方面可以解决弃水、弃风和弃光。

　　现在利用柔性负荷来消纳可再生能源发电和新能源电力有两个有利条件，一是耗电工业有过剩产能；二是正在建设的智能电网。

　　在实际工作中，大家最关注的是电网建设，“三北”地区的风电、光伏发电当地消纳不掉，就希望大电网消纳。其实输变电设备并不具备消纳条件，输变电可以把可再生能源电力和新能源电力输送到有消纳能力的地方，消纳还是要靠火电的灵活电源，可再生能源电力和新能源电力的互补和柔性负荷。

　　在传统的电力系统里，为防止高峰负荷时拉闸限电，在电力规划中，要做调峰能力的供需平衡；现在为防止弃水、弃风、弃光，要做灵活电源规划，以满足火电、风电、太阳能光伏发电调节的