自2019年年末以来，从安徽而起的 风光储浪潮，已席卷大江南北。截止目前，全国超过11省新能源对新建风电和光伏项目都有要求加装储能的要求或倾向。
从规模来看，仅湖南一省就超过700MWh，内蒙1.4GW竞价光伏如果按5%功率、2小时市场以上的要求配置，市场规模也在140MWh以上。如果推行顺利，2020年仅以上两省的装机就超过2019年储能装机总和。
按照理想模式，在集中式光伏、风电基地布局大容量储能，通过平滑输出、参与调峰调频，提高电能质量，参与电网负荷平衡，从而优化新能源消纳，是被寄予厚望的储能应用场景。
但现实情况并不乐观，如此高的配比是否合理值得商榷。
最大的拦路虎就是成本。根据文件，储能配置规模按项目装机规模20%考虑，储能时间2小时，意味着100MW的光伏电站将配置40MWh，储能容量配比将达到40%，以当前储能系统平均价格1.7元/Wh（含电池、PCS、BMS、温控等，不含施工）计算，光伏的度电成本初始投资接近7分钱，如果10年折旧和5%的融资成本计算，度电成本增加接近9分钱。
单纯的光伏项目已自顾不暇，储能对于光伏电站无疑是“不可承受之重”。对于很多新能源企业来说，平价光伏项目已利润寥寥，如果强制配置储能，最后可能会逼得选择放弃项目。有业内人士表示，“普通光伏电站项目配置储能的经济性问题，新疆被取消的31个光储项目就是最好的说明。”
新能源之于储能，储能之于新能源，相互之间的重要性早已众所周知。
不发展储能，新能源的前景也无从谈起，没有新能源， 储能技术也将无用武之地。由于没有价格机制和政策激励，现阶段新能源企业面临巨大的经济压力。新能源与储能两个本应紧密结合的事物，如今正被割裂开来，甚至互相抵牾。
有企业建议，除了强配的大棒政策，国家层面应该出台更多过渡性的鼓励政策。比如在光伏的非技术成本下降方面多做文章，加储能后是否可以给予一定的电价加成和补贴，来提高新能源企业安装储能的积极性。
对于未来的GW级 储能电站，随着青海海西州、海南州百MW级、GW级以及数GW级储能电站的规划设计、先继投运，李建林从技术、运营模式、政策保障等几个方面给出了下述几点建议：
1. 结合地理地势，考虑到工期、现场安装、调试等综合因素，适应恶劣气候、抗风沙、免维护、微功耗的移动式方舱储能系统是首选；
2. 电池类型宜以磷酸铁锂为主，兼以适当比例的液流电池、退役电池梯级利用等多元选择，以便验证多种技术路线可行性，不同电池之间的优势互补；
3. 储能容量配置时长不应低于2h，便于与当地光伏电站的出力曲线相匹配，最大限度减少弃光，满足西北电网调峰最小需求；
4. 安全可靠运行、少人无人值守是储能电站的基本保障，应采用智能控制技术，对电池系统进行故障预警，实现远程自动维护；
5. 储能电站规划选址应依据当地电网的具体情况，宜以百MW级为单元，考虑多点接入，并且不同电站之间在调度、控制时应统筹考虑；
6. 储能电站的运行应结合电池自身健康状态和当地光伏电站运行情况，一天以“二充二放”为宜，至少做到“二充一放”。
7. 储能电站的投资主体宜以第三方资本为主，兼以考虑当地政府、民营资本，甚至适当众筹模式，以灵活、机动的方式激发储能电站的运营活力；
8. GW级、数GW级储能电站投运后，可以服务于光伏发电企业，减少弃光率，提高光伏电站调频能力，便于应对西北电网考核细则，减免高额惩罚；
9. GW级、数GW级储能电站投运后，可以按照各地电力辅助服务市场运营规则相关条例参与电网调峰；
10. 储能电站规模化应用，离不开运行、控制以及消防、安全、运维等系列标准保驾护航，应进一步借鉴、制定相应的标准体系。
