在张北风光储项目刚开始的2010年或者2011年，当时最担心的问题主要是有关电池的一致性问题和持续性问题——能否通过集成技术，安全地把这些电池归集在一起。如果不均一，在成组以后可能会带来比较大的寿命衰减，或者安全上的风险。
当时，各个电池厂家对这个事情也没有准备，只能边干边做，花了很多时间和精力来做研发。直到2012年电动汽车大爆发，企业把储能技术很快的转过去，获得了很好的效果。同时在风光储上，通过这几年的运营，电池厂家在这方面已经有了很大的进步。
从理论上看，风和光有互补的特性，但实际上，这个特性只是一个大概率事件，并不意味着每天晚上和每天白天都可以实现完美的互补。同时，还要考虑自然条件的因素，比如在多云、阴天、晴天等不同天气条件之下，出力波动其实很大。一个电站是10万千瓦，在每天的波动来讲，尤其光伏在瞬间2～5分钟之内波动50%、60%是非常正常的。
实际上，风和光的波动性是自然秉性，如果要实现全额消纳，电网或者负荷必须能承受这种波动。如果让电网来承受的话，那就必须要有相应的能源来弥补，或者一个大的电网来吸收掉，这也是特高压的意义所在——在一个很大的电网里面，单个电站的波动，可以通过整个电网消纳来解决，网做的越大、对新能源的接纳就越好。
事实上，限风或限光并非一定全是坏事，从社会整体的层面看，百分之百的消纳从社会经济角度上未必是合理的。因为试运营情况来看，无论是光伏还是风电来说，满发的一年里面也就仅有几天。但如果要做到全功率的消纳，电压等级要非常高，通道建设非常宽，这个成本总要有人承接。如果让电网来承接的话，后果就是要花很多的钱去建通道，这从整体的效益看并非最优选择。因此，在有些情况适当限负荷是可行的，而储能就在其中发挥了重要的作用。
获取附加收益
其次，储能还可以跟踪调度计划出力。
储能系统根据调度下达的出力计划，选择匹配的组态运行方式，实时填补计划值与实际值的差额，实现风光储多组态联合出力实时跟踪计划值，满足调度要求实现了可再生能源发电的可预测、可控制、可调度。也就是说，利用储能吸收富余的电能，有效避免弃风、弃光，提高风机、光伏资源的可利用率。
而提高利用率很大的意义在于实现隐形收益。
对于风光储能工程而言，现在也有一些相应得到收益的途径，比如说调频、调峰，还有最关键的时候对AGC的一些贡献。从整体工程来说，以前人们的关注点主要还是基建过程，所以对这些附加服务没有过多的关注。但经过简单测算，如果要利用储能吸收富余的电能，每年实现的收益可以达到上千万。相对十几个亿的发电，几百万的收入并不是很大，但不应被忽视。
技术好，政策更要好
在有关重点储能的应用情况中，目前比较传统的锂电池，全钒液流电池、铅酸电池、钛酸锂电池、超级电容都做了示范运行。而在大型的集中监控中，最大的问题就是既要保证响应，又保证所有电池的状态可控，即安全问题。
在梯次利用技术方面，其主要针对退役的电动大巴动力电池，经过筛选、检测、重组等梯次利用技术环节，以适合规模化储能电站的拓扑方式重新整合，实现电池梯次利用的目的。未来，这种技术降低系统整体成本，引导电池产业上下游的重新设计与定位，有望形成新的产业链。
在储能技术方面，目前对于到底是物理储能好还是化学储能好的争议仍然非常多。从度电成本的角度看，锂电池是可行的，这种技术仍然处于示范性的工程应用之中。
而虚拟同步机技术，主要是满足10秒内抑制频率变化率的能力。也就是说，如果长时间不稳定，无论使用煤电也好，燃气，传统的发电，传统抽水蓄能，都可以解决问题，但如果只有十几秒钟或者十几分钟的不稳定，这种技术就可以发挥较大的作用。无论对于光伏还是储能，加一个比较短的储备，在电网一旦发生稳定问题时，通过其提供调度周期，这样不仅成本较低，也能为电网稳定发挥作用。
无论是成本还是效率，储能都有一定压力，因为其真正的意义取决于价值，并不是取决于技术本身成熟度。当前，储能电站的度电成本现在锂电池0.6～0.7元/度，再过几年可能更低，储能在更多的场合将开始盈利。成本降低了，更重要的是政策配合。去年以来，我国陆续出台多项支持储能发展政策，这些政策配合目前的低成本，让我们基本看到了商业化运行的可能性。
（ 作者系国网新能源张家口风光储输示范电站副总工程师）
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