“據美國能源部全球能源數據庫近期統計數據，全球儲能項目裝機規模167.24吉瓦，其中抽水蓄能161.23吉瓦，儲熱3.056吉瓦，其他機械儲能1.57吉瓦，電化學儲能1.38吉瓦，儲氫0.01吉瓦。在這些儲能項目中占比最大、單站容量最大的都是抽水蓄能，抽水蓄能裝機規模占全球儲能裝機的86%。”

　　抽水蓄能是一種傳統的電源形式，是為以化石能源發電為主的電網解決削峰、填谷和調頻調峰服務的儲能裝置。抽水蓄能早在風電、太陽能發電之前就已經有大規模的發展。從之前的統計數字看，除去抽水蓄能的新式儲能項目，其裝機容量全球總計才不過6吉瓦，與全球可再生能源和新能源發電裝機容量相比規模實在太小。其原因就在于儲能技術不成熟、經濟性較差。儲能當前的任務不是在于發展，而在于儲能技術的突破。

　　我們需要儲能，我們迫切需要儲能。但是目前還沒有出現突破性的技術，還不能促使儲能裝機容量大發展。我們不知何時才能掌握突破性儲能技術，但我們相信儲能革命一定會來到，儲能裝機容量一定會有大的發展，電力一定會被大規模、可利用、可接受地儲存起來。為什么說儲能需要技術突破？陳衛東說：“電力儲存現在還沒有出現突破性技術，雖然出現了很多化學儲能的方式，但我不認為現在看到的這些技術將會是未來的主流路線，將來一定會出現帶領儲能突破的技術，就象存儲芯片帶來的智能手機革命?！保愋l東：提速需“三駕馬車”，能源思考2016年08月）。如果我們同意陳衛東的判斷，儲能就要等待技術突破，我們現在應當把力量放在儲能技術突破上。

　　解決可再生能源和新能源電源的隨機性、間歇性問題，儲能是辦法之一，另外還有火電互補、可再生能源發電和新能源電源互補，以及柔性負荷（即需求響應）等。

　　所謂火電互補，在發達國家是氣電互補。因為燃氣電廠靈活調節性能好，發達國家所謂火電，大多是燃氣電廠。我國情況有所不同，我國火電以煤電為主，按照“十三五”電力規劃，到2020年煤電裝機為11億千瓦，天然氣發電裝機僅為1.1億千瓦，煤電和氣電比為10：1。氣電裝機數量少，并且氣電中能用于與新能源電源互補的容量更少。“十三五”天然氣發電規劃中，“十三五”期間新增天然氣發電裝機容量5000萬千瓦，調峰電站新增裝機容量僅為500萬千瓦，也就是說到2020年整個天然氣發電中調峰容量僅約1000萬千瓦左右，只占整個火電（煤電+氣電）裝機容量1%還不到，可見能與可再生能源電力和新能源電力互補的主要仍是煤電。

　　與化學儲能和壓縮空氣儲能相比，煤電投資約為儲能裝機的十分之一，煤電壽命約為儲能的十倍。煤電的投資低、壽命長、成本低，可以在大多數條件下與風電、太陽能發電互補，而儲能則必須依靠補貼投資及運行費用，這是煤電作為可再生能源與新能源電力互補的最大優勢。煤電用于互補，最大的缺點是要排放污染物和二氧化碳。從“十二五”期間開始，我國煤電實行超低排放，排放的污染物大大減少，在“十三五”規劃期間，還準備對煤電實行超低排放改造4.2億千瓦，能進一步減少燃煤電廠污染物的排放。從中國的能源供需平衡上來看，煤電將在一定時間里存在，在儲能技術尚未突破的情況下，煤電用于可再生能源、新能源發電的互補還是必要的、可行的。

　　煤炭用于可再生能源發電（主要是水電）和新能源電力的互補，與煤電利用率（煤電發電設備利用小時數）有很大關系，我國水電站多數調節性能較差，水電站豐水期大發，枯水期少發，需要煤電配合，水電大發時煤電少發，水電少發時煤電要大發，煤電與水電互補時與煤電長年承擔基本負荷相比，利用率（即發電設備利用小時數）會下降。同樣煤炭與風電、太陽光伏能發電互補時，也會降低發電設備利用小時數。

　　目前在測算煤電產能過剩時，往往拿火電利用小時數來推算火電過剩裝機容量，這顯然是不合理的，火電利用小時數降低有多少屬于互補，又有多少屬于過剩是很難區分的，所以從火電利用小時數降低的數字很難計算出火電過剩裝機容量。“十三五”規劃應當是一個供需平衡的規劃，到2020年火電設備平均利用小時數為3800~4400小時，火電設備在五年內降低269~569小時，說明火電作為可再生能源和新能源發電的互補容量，火電設備利用小時數還會繼續下降。

　　可再生能源發電和新能源電源之間的互補

　　所謂可再生能源發電與新能源電源之間的互補，是指水電與風電、光伏發電的互補，光熱發電與風電、光伏發電間的互補，以及生物質發電與風電、光伏發電間互補。這三種類型的互補中，由于光熱發電才剛剛開始建設，“十三五”規劃中到2020年光熱電站僅為500萬千瓦；生物質能發電站的容量在“十三五”規劃中到2020年為1520萬千瓦，即使全部利用，作用也不大。因此，應促進太陽能熱發電和生物質能發電的發展速度。以水電互補，關鍵要看水電站的調節性能，無調節、日調節水電站不具備互補條件；調節性能差的水電站可能豐年能互補，枯年不能互補；互補條件好的水電站擁有多年調節水庫，可惜我國具備多年調節的水電站不多。總體來看，我國可再生能源發電和新能源發電之間的互補條件并不好。

　　在有電的100多年時間里，電力系統主要依靠供給側（包括發電、輸電和配電）實時跟蹤用戶負荷的變動，而需求側基本不參與電力供需平衡。這種供電方式，電力供應側的供電能力除了滿足需求側最大負荷需要外，還要額外增加備用容量，有很多時間發電能力要放空，造成很大損失。20世紀70年代美國發現需求側節省1個千瓦，比供應側增加1千瓦的供電能力要便宜得多，于是提出了需求側管理（DSM），隨著情況的變化，電力需求側管理逐漸向需求響應（DR）發展。最著名的例子是美國加州2000年發生電力危機時，缺電嚴重，電價飛漲，加州采取了需求響應策略，誰能降低20%的電力需求，就給他的電價降低20%，一舉解決了缺電問題。在大力發展可再生能源發電和新能源電力時，如果仍然采用供應側實時跟蹤用戶負荷的變動，由于風電、光伏發電的間歇性和隨機性，除了供應側放空容量和電量外，還要為風電、光伏發電提供輔助電源。所以最好的辦法是讓需求側的電力負荷來適應風電、光伏發電的形態，需求側提供消耗水電、風電、光伏發電的柔性負荷。即水電、風電、光伏發電時，電力用戶用電，水電、風電、光伏發電不能發電時，用戶就不用電。這樣做就不會造成供應側放空容量和電量，也不會造成棄水、棄風和棄光。最好的例子就是我國“三北”地區利用風電、光伏發電的富裕電能就地搞供熱。我們可以把這個經驗推廣到有過剩產能的耗電工業上去，這樣做一方面把耗電工業的過剩產能利用起來，另一方面可以解決棄水、棄風和棄光。

　　現在利用柔性負荷來消納可再生能源發電和新能源電力有兩個有利條件，一是耗電工業有過剩產能；二是正在建設的智能電網。

　　在實際工作中，大家最關注的是電網建設，“三北”地區的風電、光伏發電當地消納不掉，就希望大電網消納。其實輸變電設備并不具備消納條件，輸變電可以把可再生能源電力和新能源電力輸送到有消納能力的地方，消納還是要靠火電的靈活電源，可再生能源電力和新能源電力的互補和柔性負荷。

　　在傳統的電力系統里，為防止高峰負荷時拉閘限電，在電力規劃中，要做調峰能力的供需平衡；現在為防止棄水、棄風、棄光，要做靈活電源規劃，以滿足火電、風電、太陽能光伏發電調節的