面臨比較低的電力需求和比較大的棄風棄光率，可再生能源產業可持續發展將受到挑戰。隨著可再生能源快速發展，棄風棄光困局依然存在。2015年棄風率可能達到20%，一些地區可能達到40%甚至60%。今年1—9月全國棄光率大約為10%。棄光主要發生在甘肅和新疆地區，其中，甘肅省棄光率為28%，新疆棄光率為20%。這主要是市場需求問題，但也有技術問題。今年電力需求增長疲弱，火電利用小時數大幅度下降，雖然新能源受到政策保護，但也的確受到市場需求的影響。中國西北、華北擁有大規模的新能源，棄風、棄光現象也特別突出，原因在于新能源雖規模大，但當地市場小且送不出。 這一困局，需要通過政府協調解決輸送與消納;除此之外，政府在新能源戰略規劃上需要更好地協調新能源發展速度與合理布局，使得新能源電源建設與電網建設盡可能同步。此外，需要通過技術創新和改變可再生能源發展模式，才能真正*地解決棄風棄光問題。 以往對于可再生能源與傳統能源的比較，主要關注其本身發電成本，而忽略電網成本和技術可行性。如果沒有儲能技術，由于成本和技術問題，電網難以大規模消納可再生能源，就是說，沒有儲能技術配合，單獨靠可再生能源走不遠。所以“儲能+可再生能源"建立獨立的微電網(分布式)的模式，是人類能源未來發展的方向。 關于“儲能+可再生能源+電網"的模式，目前要做到盈利比較困難。影響儲能投資收益的主要有兩個因素：一個是儲能每個充放電循環能夠帶來多少的經濟價值，另一個是儲能系統的充放次數。其中，充放次數受到電池性能的制約，一般變化不大。因此影響儲能投資收益的關鍵，就在于每次循環過程中充電的成本與放電的收益之間的差值。如果根據特斯拉電池的成本來測算，在6%的貼現率下，考慮到充放電的電量損失及電池容量的衰減，只有當充放電的價差在每度電1元左右，電池投資才能收回成本。 居民分布式光伏發電的補貼政策是對于發出電力補貼每度電0.42元。假設分布式光伏發電成本約為每度電1元，補貼后成本相當于每度電0.58元，而峰值電價較高的江蘇省其在峰期的電價也僅為每度電1.46元，充放電的價差僅為每度電0.88元，低于盈虧平衡點。而且光伏發電的補貼額度在未來將有可能逐年下降，這就使得結合光伏發電的家用儲能投資要獲得經濟效益還是比較困難的。 對于可再生能源發電企業來說，要靠儲能獲得收益也十分困難。目前風電的上網電價約為每度電0.51—0.61元，光伏發電的上網電價為每度電0.8—1.1元。由于電網的接納能力有限，在很多地區出現了大面積棄風棄光。于是有方案設想使用儲能系統存儲過剩電力。雖然將棄風和棄光的這部分電力進行儲電，其邊際充電成本接近于零，但是，由于儲能系統的使用成本需要每度電1元，在現有的上網電價情況下，想實現盈利的確還相當困難。 理論上只要微電網的成本能低于終端電價，經濟上就應該是可行的。根據可再生能源署發布的《2014年可再生能源發電成本》，獨立風電項目zui低發電成本僅為每度電0.32元，公用事業規模的光伏zui低發電成本約為每度電0.52元，按目前儲能成本每度電為1元，那么，根據可再生能源和儲能技術近年來成本降低率來看，從成本上說微電網離實現應用似乎已經不遠了。當然現實不會這么理想，比如說，風和光在全年的分布不均衡，存在季節性的差異，使得微電網需要投資一定的冗余，會增加一部分成本。因此，微電網離實現應用可能還有一定的距離，但并非遙不可及。 在儲能的技術路徑選擇上，目前zui有潛力的還是鋰電池。抽水儲能和壓縮空氣儲能受到地理條件的限制，無法應用于獨立的微電網。而且這兩種儲能技術的能量轉化效率不高，使用過程會有很高的電力損失。飛輪儲能的儲電能力有限，無法實現長時間輸出。電池儲能從規模和使用環境上都有很強的靈活性，具備應用優勢。在幾種電池儲能的技術中，鋰電池得益于能量轉化效率高，使用過程中負外部性zui低，其它類型電池的能量密度和轉換效率很難高過鋰電池。因此，在儲能技術的路徑選擇上，鋰電池具有較為明顯的優勢。 未來制約鋰電池發展的關鍵在于鋰礦的稀缺性。從鋰電池的成本構成看，含鋰的正極和電解液兩部分的成本要占到電池成本的55%以上，鋰礦的價格是影響電池價格的重要因素。稀缺性從鋰礦企業的毛利潤率也可以看得出來，目前鋰礦的冶煉成本大概在2000-2500美元每噸，而市場價則在4000-7000美元每噸，毛利潤率比較高。根據美國地質調查局2015年的數據，鋰礦的經濟儲量僅為1350萬噸，而2013年鋰礦的產量為3.4萬噸，其中約有1.05萬噸用于生產可充電電池。根據特斯拉的數據，每年生產的鋰電池僅夠50萬部電動汽車使用。