近日，青海发布的《2017年度风电开发建设方案的通知》中有要求，“各项目按照建设规模的10%配套建设储电装置，储电设施总规模33万千瓦。”。随后，该消息引起了新能源行业的巨大关注，中国风能协会秘书长、鉴衡认证中心主任秦海岩撰文《青海可再生能源搭配10%储能为哪般?》，各个专家也纷纷表态。
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据光伏們了解，在近期青海省发改委的一次小型会议上，相关领导表态将不再强制要求新建风电项目搭配10%储电装置。事实上，青海政府部门的本意及出发点是好的，随着新能源规模越来越大，弃风限电比例和应对压力也在增加，通过增加储电装置可以进一步提升风电、光伏等新能源在青海电网中的渗透率。但此举是否真的可以解决弃风限电的问题吗?龙源电力集团股份有限公司副总工程师陆一川近日在微信公众号“能明白”上撰文陈述了他的经验和观点，在此附上全文，作为参考。
储能能够解决弃风弃光问题吗?
这个题目其实开得有点不严谨，按照常规专业习惯，应该是先讨论清楚弃风弃光问题是什么因素导致的，再来讨论某种手段是不是能够有助于克服这些因素解决问题。
但是最近业内关于储能发展应用的讨论越来越热烈，好多小伙伴们都把储能当做解决弃风弃光问题的灵丹妙药了。甚至部分脑子一热，或者服务(某些)企业过于积极的地方政府开始以此为由，出台连千瓦和千瓦时都说不清楚的政策文件时，笔者认为行业应该好好理一理思路了。
弃风弃光是什么导致的?
这是一个颇有争议的问题，而且不是三两句话能够理清楚的复杂课题。好在已经有很多业内专家和大咖从各个方面进行过分析。暂列几篇，不展开讨论：
电规总院徐晓东陈铮等，《能源规划权威解读?》，中国能源报公众号2017-5-10
龙源电力黄群《十三五风电该如何创新发展》，中国能源报2017-06-16
国家电网舒印彪等《新能源消纳关键因素分析及解决措施研究》，电机工程学报
文章中的结论，对弃风弃光问题的主要原因几乎都集中于当前电力市场体制机制没有理顺，没有按照效率原则来分配电力生产和消费权。即使是主要讨论具体技术问题的学术论文，如上述第三篇，也在结论中用了几乎一半篇幅讨论市场机制改进问题。
专家和业界大咖们的结论从其他国家的现实中也可以得到印证。欧洲、北美和中国的电力系统从规模上、技术能力上均在一个量级上，然而欧洲和北美电网内非水可再生能源占全部电力消费的比例均数倍于我国，我国至今比例最高的内蒙古电网也仅仅相当于美国全国平均水平，与欧洲平均水平尚有距离。然而他们却早已解决了弃风弃光问题，其完善的市场机制是他们和我国最主要的差异。
结论很明显，储能解决不了市场机制问题。储能的商业应用反而依赖市场机制问题的解决。
将我国当前弃风弃光问题的解决寄希望于储能的广泛应用，显然是缘木求鱼的想法。那么问题来了，退一步考虑，如果不考虑市场机制这样一个最主要的障碍，储能是否是一个用得上的技术手段呢?答案当然是肯定的，但是(敲黑板)没有一种技术手段是普遍适用的，首先技术手段本身是有性能价格比的，其次技术手段的不当使用也会事倍功半甚至适得其反。极端一点的例子，如核工业技术既可以造福人类，也可以瞬间毁灭人类文明。
我们有必要分析以下问题，找到储能的合适市场切入点。
我们需要什么样的技术手段?
国家电网董事长舒印彪先生领衔的学术论文对这一问题做了非常全面深入的分析，可能过于专业了。笔者斗胆简化总结一下，疏漏在所难免：
- 电力是生产与消费实时平衡的特殊商品，风、光能源的波动性和随机性分别给传统电力系统的电力平衡安排带来了相当的困难;
- 因此我们需要调节手段更多、更灵活，调节范围更宽广的电力系统;
- 我们需要挖掘各种调节手段，如火电调峰、燃气机组、需求侧(负荷侧)管理与控制、抽水蓄能电站、更多形式的电能替代应用等等;
- 我国风光资源分布不平均(其实别国多数也是如此)，因此需要跨区线路让全国各地能分摊这种调节需求;
- 我们缺乏科学高效应用这些手段的市场机制(毕竟不能都让纳税人掏钱)。
当然，这是论文所认为的“关键问题”和解决手段，还有其他次要因素并未涉及。储能大约可以归类于“挖掘调节手段”这一个大项下吧。显然这个大项下面，还有很多其他手段。
那么， 储能是解决弃风弃光的最优技术手段吗?
首先得有个明确的定义，什么叫“最优”?显然无论对于全社会的生产者还是消费者来说，以最小的经济代价解决问题的手段，就是“最优”的。
这一点上，专用的储能技术和装备至少现阶段不但不是“最优”，也许还是“最劣”之列了。无论是化学储能的各种电池形式，还是压缩空气储能，成本至今居高不下，最乐观的估计，存取一度电的过程，其成本不小于0.6元。能够承受这样一个成本的需求，现今市场机制条件下，即使不是没有，也是极少量的。
请各位读者注意(再次敲黑板)，电力系统需要的不是完整的“充放”能力，系统需要的是调节能力，也就是把负荷适时变大变小的能力和把发电适时变大变小的能力。这个能力是不是同一个设备提供的，其实完全不重要!
举个例子，火电本身就是大范围可调的。我国现有火电装备由于后发优势，技术水平是全世界最先进的，其可调范围事实上至今都能够满足我国那有限的风电和光伏的需求。至于为什么调不了，以各种“技术理由”不愿意调，那自然要去问市场了。火电企业发一度电的边际收益其实很低，多数情况下不过几分钱到1毛钱，也就是说，如果让他在某个时间段不要发电，对他造成的损失也就是这个量级。从社会效益出发，让他们调节比让储能去调节代价要小得多。当然了，代价再小也要解决谁付出代价的问题。
用户负荷也一样。现今经营惨淡的有色金属产业是用电大户，以电解铝为例，消耗14000度电可得一吨铝，毛利约1000-2000元，平均耗一度电获毛利约7分至15分。让他们某个时段少用点电，少生产点产品，只要补偿超过这个毛利，恐怕就会有愿意参与调节的厂家。技术上实时调节产能也能做到，虽然可调范围不大，但他们是超级大用户，一点贡献就很可观了。
这样的调节手段不胜枚举，最极端的，就拿储能设想中的“帮扶对象”——风力发电企业来说吧，现今风电企业每发一度电的边际收益大约是0.15~0.55元，如果真能拿到比这个还高的补偿，那么这度电不发也可以啊。风电场不但可以参与调节，而且某些调节性能还很优异。
那么为什么风电企业非要花0.6元甚至更高的成本来发出这一度电呢?这究竟对谁有好处呢?
其实问题很清楚了，储能设备，至少是现阶段技术条件下的储能设备，并非我们解决“调节问题”的合适手段。有大量社会成本低得多的手段等着我们去应用。
我们只是缺乏市场机制来用它们而已!这个靠储能解决不了。
那么再退一步，假设我们没有其他手段了，只有储能手段可用了。
