自2019年年末以來，從安徽而起的風光儲浪潮，已席卷大江南北。截止目前，全國超過11省新能源對新建風電和光伏項目都有要求加裝儲能的要求或傾向。

從規模來看，僅湖南一省就超過700MWh，內蒙1.4GW競價光伏如果按5%功率、2小時市場以上的要求配置，市場規模也在140MWh以上。如果推行順利，2020年僅以上兩省的裝機就超過2019年儲能裝機總和。

按照理想模式，在集中式光伏、風電基地布局大容量儲能，通過平滑輸出、參與調峰調頻，提高電能質量，參與電網負荷平衡，從而優化新能源消納，是被寄予厚望的儲能應用場景。

但現實情況并不樂觀，如此高的配比是否合理值得商榷。

最大的攔路虎就是成本。根據文件，儲能配置規模按項目裝機規模20%考慮，儲能時間2小時，意味著100MW的光伏電站將配置40MWh，儲能容量配比將達到40%，以當前儲能系統平均價格1.7元/Wh（含電池、PCS、BMS、溫控等，不含施工）計算，光伏的度電成本初始投資接近7分錢，如果10年折舊和5%的融資成本計算，度電成本增加接近9分錢。

單純的光伏項目已自顧不暇，儲能對于光伏電站無疑是“不可承受之重”。對于很多新能源企業來說，平價光伏項目已利潤寥寥，如果強制配置儲能，最后可能會逼得選擇放棄項目。有業內人士表示，“普通光伏電站項目配置儲能的經濟性問題，新疆被取消的31個光儲項目就是最好的說明。”

新能源之于儲能，儲能之于新能源，相互之間的重要性早已眾所周知。

不發展儲能，新能源的前景也無從談起，沒有新能源，儲能技術也將無用武之地。由于沒有價格機制和政策激勵，現階段新能源企業面臨巨大的經濟壓力。新能源與儲能兩個本應緊密結合的事物，如今正被割裂開來，甚至互相抵牾。

有企業建議，除了強配的大棒政策，國家層面應該出臺更多過渡性的鼓勵政策。比如在光伏的非技術成本下降方面多做文章，加儲能后是否可以給予一定的電價加成和補貼，來提高新能源企業安裝儲能的積極性。

對于未來的GW級儲能電站，隨著青海海西州、海南州百MW級、GW級以及數GW級儲能電站的規劃設計、先繼投運，李建林從技術、運營模式、政策保障等幾個方面給出了下述幾點建議：

1. 結合地理地勢，考慮到工期、現場安裝、調試等綜合因素，適應惡劣氣候、抗風沙、免維護、微功耗的移動式方艙儲能系統是首選；

2. 電池類型宜以磷酸鐵鋰為主，兼以適當比例的液流電池、退役電池梯級利用等多元選擇，以便驗證多種技術路線可行性，不同電池之間的優勢互補；

3. 儲能容量配置時長不應低于2h，便于與當地光伏電站的出力曲線相匹配，最大限度減少棄光，滿足西北電網調峰最小需求；

4. 安全可靠運行、少人無人值守是儲能電站的基本保障，應采用智能控制技術，對電池系統進行故障預警，實現遠程自動維護；

5. 儲能電站規劃選址應依據當地電網的具體情況，宜以百MW級為單元，考慮多點接入，并且不同電站之間在調度、控制時應統籌考慮；

6. 儲能電站的運行應結合電池自身健康狀態和當地光伏電站運行情況，一天以“二充二放”為宜，至少做到“二充一放”。

7. 儲能電站的投資主體宜以第三方資本為主，兼以考慮當地政府、民營資本，甚至適當眾籌模式，以靈活、機動的方式激發儲能電站的運營活力；

8. GW級、數GW級儲能電站投運后，可以服務于光伏發電企業，減少棄光率，提高光伏電站調頻能力，便于應對西北電網考核細則，減免高額懲罰；

9. GW級、數GW級儲能電站投運后，可以按照各地電力輔助服務市場運營規則相關條例參與電網調峰；

10. 儲能電站規模化應用，離不開運行、控制以及消防、安全、運維等系列標準保駕護航，應進一步借鑒、制定相應的標準體系。