不可否认，我国西部弃风弃光的主因是利益和体制的问题，但也存在西部可再生能源渗透率已经比较高的现实问题。市场机制和光伏、风电的出力特性造成了弃风弃光的现状。诚如上述观点里提到的，机制改革刻不容缓，但我认为从技术上解决弃风弃光问题的摸索也不能止步。
储能是实现可再生能源高比例接入电网的必要手段
众所周知，我国政府承诺2030年左右碳排放达到峰值，煤电占比逐步下降，可再生能源将实现规模化发展，并大量接入到电网。但可再生能源发电具有的波动性、间歇性与随机性会对电网带来挑战。
同时，可再生能源发电的特性也制约了自身发展的速度。例如西部地区，由于单纯投资可再生能源项目开发，预计三年内将会出现新能源电力严重过剩、但电量供应严重不足的局面。所以出现了当地建设常规火力发电来维持电量需求平衡的现象。
如果发电侧加入储能设备则可以完美解决上述问题。发电侧储能可以对自然能源出力进行平滑甚至搬移，采用虚拟同步发电技术让光伏发电和风力发电系统的特性接近火力发电等同步发电机系统，是保障电力系统稳定、安全运行的手段。比如我国青海、甘肃、新疆等地，夜间送出白天储存的太阳能电力，错峰送出风电，可大幅度平滑西部可再生能源出力，降低电网峰值容量投资，增加电网可调度性。此外,发电侧安装储能也可以参与电网调频调峰、替代旋转备用容量等辅助服务，无需建设常规能源就可以解决电网安全问题，使新能源走上健康发展的道路。而且，从目前的示范项目看，无论是电能质量还是响应速度，储能调频远比常规旋转备用优越。
2016年开始，阳光电源联合江苏爱康、新疆特变等企业在发电侧安装的几套储能平滑系统，目前运行良好。再看看美国和日本，在大量新开发的光伏发电项目里配置10%-30%功率、1-3小时的储能电池的做法越来越普遍，尤其是美国，通过加装储能，可以延缓基础电网的投资，甚至减少此类投资，经济效益与社会效益显著。光储混合、风储混合将会是未来标准的解决方案。
储能的经济性在持续的示范与应用中得到快速提高
据测算，未来两三年内，我国储能设备安装量或将实现七到十倍的增长，大规模商业化发展蓄势待发。而德国、日本、澳大利亚这些电价高的国家，储能已接近具备经济性，随着储能设备成本的进一步降低，很快将具备投资价值。
事实上，我国储能技术已获得了巨大的突破。国内锂离子电池、铅炭电池、液流电池、钠硫电池、超临界压缩空气储能、超级电容等主流储能技术的成本已经有了大幅降低。
因此，建议国家减缓可再生能源补贴标准下调的速度，并要求建设电站时增加储能设备。就像当初培育风电和光伏市场一样，用五年时间来培育储能市场，促进产业的发展。目前储能系统的价格在3元多每瓦时，如果10年内储能系统的成本降到1元每瓦时，业内完全能够接受。
储能是我们理解未来能源结构、抢占先进能源管理至高点的关键所在
人类使用能源会经历三个阶段：过去的化石能源、现在的化石能源与清洁能源并存、以及未来的纯可再生能源。作为推动未来能源发展的前瞻性技术，储能产业在新能源并网、电动汽车、微电网、家庭储能系统、电网支撑服务等方面都将发挥巨大作用。
未来具有间隙性出力特征的可再生能源电站，必须具备一定的短时平滑能力，而且最大特征是需要有一定时间常数的备用容量，其中应用储能可以平滑光伏和风力发电出力，增加电网安全性、稳定性，大大提高电网调度的灵活性。
正因如此，国家从《“十三五”国家战略性新兴产业发展规划》《可再生能源发展“十三五”规划》《能源发展“十三五”规划》《能源技术创新“十三五”规划》，到《关于促进储能技术与产业发展的指导意见》，都致力于从顶层设计，从多能互补、微电网、能源互联网示范工程等方面进一步推动储能技术应用及成本下降。
让人遗憾的是，青海省出台的可再生能源发电配比10%储能装备的好政策引来质疑，我们在给当地政府的改革进取精神点赞的同时，也呼吁大家，要认清我们的当务之急是培育市场、启动市场，加强产业链的衔接与整合，努力降低成本，给新生事物成长腾挪一些空间，而不是质疑、争论，延误时机。
综上所述，无论从现在还是长远看，储能都是解决间隙能源稳定出力的最终出路，是可再生能源大规模健康发展的最佳解决方案。它的效益不仅体现在存储电量上，而且能够平滑电力资产，打破传统电网主架构，最终实现彻底的能源生产和消费的变革。
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