可再生能源发展无疑是支撑我国能源结构调整，实现构建清洁低碳、安全高效的现代能源体系的关键。从无序发展、到有序建设再到前瞻性迈进，可再生能源的规模化开发和利用为储能技术的应用提供了机会。
可再生能源发展的不同阶段也创造了储能应用的春秋冬夏，只是这个冬天不仅有点冷、还可能有点长。如果现阶段有人需要利用储能为可再生能源的无序发展买单的话，未来可再生能源和储能必将孪生发展，争相互助请客。
可再生能源的规模化开发和利用必将以储能为前置条件，而这也将是我国乃至全球储能技术应用主流形态，高比例可再生能源的实现必将持续引发储能需求，而储能的价值将通过平滑和稳定电力系统运行而体现。
缺少市场机制，储能难以承担新能源规模化发展的重任
从早期国网张北风光储输项目、国电和风北镇风储项目、卧牛石风储项目的示范，到华能青海格尔木光伏电站直流侧储能项目商业化探索，再到甘肃独立储能电站、青海共享型储能电站的创新应用。储能与可再生能源结合离不开对经济性的深入探索，而“谁为可再生能源新增储能付费”是破局的关键。
在电力市场成本价格传导机制欠缺的情况下，现有任何机制都处于过渡阶段，成为食之无味却弃之可惜的鸡肋，尴尬与愿景只能并存且长期存在。更为尴尬的是，储能解决的是可再生能源无法规模化利用的问题，很多人只想默默地问一句：“既然如此，为什么要建呢？”背后的原因只是天知地知，我知你却不知。
矛盾的关键点在于可再生能源到底是弃还是不弃。“弃了可惜”且不符合可再生能源发展和电力系统高效运行的方向，“不弃”支撑不了储能与可再生能源的配套应用，保持一定弃用率甚至成为未来推动可再生能源发展和储能配套应用的合理选择。
2017年，青海省要求风电场强制配套10%储能，当某些供应主体还在窃喜之时，大家都陷入了“凭什么”的沉思，可再生能源场站自当争相变“友好”，但在当时储能发展的新阶段，由可再生能源场站负担储能投资成本却略显急促。且在目标并不明确的情况下，储能配套应用也并不是唯一解。
但强制向非强制转向，并未抑制可再生能源场站对配套储能系统的探索，青海也依旧是集中式可再生能源储能协同应用的重要地区。政策的根结在于未解决新增储能投资的价值获取问题，相关政策条款和市场机制未有匹配，但政策的导向和最终目标并未出现偏差，该政策也提升了储能从业者对该领域储能系统应用的认知。
进入2019年以来，类似以上“10%”的政策还在陆续出台或隐秘研究，一段时间却再鲜有人站出来批判政策制定者“凭什么这么干”，一方面这些政策也并非完全强制可再生能源场站配置储能，有意者从之的引导性作法反而激发了储能投资商和可再生能源场站的热忱；另一方面这些政策中隐约包含着一些针对项目的政策支持，包括保证性发电增加、辅助服务调峰补偿和电网的保障性调用。
一时间，在电网侧和用户侧新增储能投资和项目应用减退的情况下，集中式可再生能源并网侧成为拉动我国储能新增应用的主力。但冲动终归回归理性，储能与集中式可再生能源配套还存在某些疑虑：
现阶段解决的弃电问题长期不一定存在，增上储能的收益无法得到长远保障；
增加可再生能源发电的调度保障难以落实，短期收益存在不确定性；
电力辅助服务补偿缺少长效机制，“口头保障”难以落实，政策保障同样存在不确定性；
储能与可再生能源的结合实则还是在赚取国家补贴，投资收益期内政策调整和资金回收延迟影响项目运行。
一方面储能投资主体想拿到更为明确的政策支持要点，甚至有推动政策制定者做出明确承诺的不合理需求；另一方面，政策制定者想要出台快速落地的实施政策，却又为难于各方博弈，现在的情况是管生真的很难管养，养的问题还要未来在电力市场中去解决。
应该一致认同的是，没有一个市场机制需要单独为储能而倾斜，政策和市场规则解决的是储能的身份问题，解决的是新技术参与应用的操作难点，只有在公平开放的市场机制下反映出了对储能的特定需求，储能的应用价值才能真实显现。反过来讲，无论是过渡性政策还是长远政策，至少要解决项目应用的痛点问题，怕在不疼不痒，困在难以落地。
目前，储能主要解决的是近期内的可再生能源消纳问题，最终还要遵循“谁受益、谁付费”的基本原则，为可再生能源规模化开发和利用买单的主体绝不仅仅是可再生能源开发商自身，作为“绿色发展”的受益方，全社会有责任为可再生能源的发展付费。而支付储能费用的主体既来自于用电用户，也来自于享受储能提供平滑稳定输出服务的可再生能源企业。
只有市场中基本的经济逻辑形成，储能配套可再生能源的长效机制才能建立。此外，为满足未来规模化可再生能源下电力系统的安全稳定运行，可再生能源与储能绑定以减少波动和不确定性，应是发电企业应承担的基本义务。未来，储能绝不是为解决眼前可再生能源过量发展的消纳问题而特殊存在，而是解决新能源结构下可能存在的电力运行风险而必然存在。
储能发展已面临“不进则退”的尴尬
当前，对待可再生能源配套储能系统的简单粗暴，对储能技术应用发展本身来讲已是一种倒退，且是不进则退的必然结果。其有如下表现：
储能可以作为优先支持可再生能源项目建设的前置条件，但配置比例和容量要求显然没有得到合理评估，现有配套项目是否能满足电力系统的实际需要，储能项目能否得到充分利用有待验证；
储能与可再生能源融合发展的配套政策缺失，已公开的调峰支持政策难以支撑储能系统投资获益，而背后的隐形“调用逻辑”更值得关注（即口头保证充放电次数和调用策略），储能提升电力系统运行调节能力的价值无法得到体现；
现有所谓的低价中标没有指导意义，且不能代表行业和技术的进步，集中式可再生能源领域甚至成为唯一一个没有任何准入门槛儿的储能应用领域，如果站在2020年底总结我国储能市场发展特点，很可能造成一片规模增量下的虚假繁荣，如此发展下去，储能系统将沦为完全不能使用且没必要使用的壳。
最严重的是，韩国储能系统安全事故频发已有充足经验借鉴，储能系统安全问题尚且突出，不可“坐等出问题”后再想办法予以解决，否则行业发展必然出现停滞。碍于缺乏行业主管部门牵头，储能在某些地区已成为“没人管的孩子”，任其自由发挥。可以预见的是，如此缺乏要求的储能系统建设运行，规模化带来的必然是安全风险。
分阶段落实配套支持政策势在必行
储能与可再生能源协同应用的本质问题还是“谁付费”的机制问题，我们已有中短期和长效机制的基本思路，却难有实质性的政策落实。为降低弃电责任风险，储能现已成为政府、电网和发电企业三方制衡的特殊技术手段，其价值挖掘可谓偏离度极高。
首先,要做好前瞻性规划研究，避免资源无效配置。当前，各地方要求配置一定比例和一定持续时间的储能系统，但鲜有对高比例可再生能源体系下电力系统储能需求的基础分析，配置比例和储能时长存在不合理设计情况。还需明确引导各地区做好不同可再生能源发展情形下的储能需求测算，确保增设储能系统能够得到全面利用。
其次，要明确储能准入门槛，确保储能高质量应用。各地方提出了可再生能源配套储能系统的政策方向，但并未明确储能准入标准，存在利用低质量储能系统应用获得优先建设和并网条件的可能性。还需在落实配套项目之前，明确项目准入技术标准，确保储能安全可靠应用。
再次，要落实配套项目应用支持政策，推动友好型可再生能源模式发展。视配套储能技术的可再生能源场站为友好型可再生能源场站，适当给予配套项目增发电量支持，减少此类项目弃电风险，还需尽快明确储能项目身份和其参与电力市场的主体身份，调用储能系统参与调峰、调频辅助服务市场以获得收益回报。
短期来看，在电力市场和价格机制尚无法反映配套系统应用价值的情况下，有必要出台过渡政策以支持可再生能源与储能协同发展。即研究储能配额机制，提高“绿色电力”认定权重。
结合绿证交易和可再生能源配额机制，对配套储能系统的发电企业、电网企业和电力用户可适当提高绿色电力认证权重，绿色电力认证可在市场中进行交易，各市场主体可自行投资建设或租用储能系统以获得相应配额，或在市场中购买相应配额，实现可再生能源与储能在新交易模式下的配套。
长远来看，可再生能源发电价格和储能配套成本还应由受益方即各类用户进行支付，在现有度电成本高于传统火电成本的情况下，要推动可再生能源和储能配套发展，还需价值补偿。故最终要建立市场化长效机制，实现“绿色价值”的成本疏导。
目前，全球范围内已有部分地区的光储和风储成本可与传统火电竞争，一方面要继续推动可再生能源平价上网，减轻可再生能源财政补贴依赖，另一方面还要推动全面的市场化改革，让电力价格反应真实的能源供应成本。
全社会承担能源绿色发展的责任意识需得到全面普及，且最终要负担能源绿色发展的成本，实现“财政明补”到“价格体现价值”的全面过渡。但在现有推动绿色发展进程与价格改革步伐不一致的情况下，还需通过价值补偿机制推动可再生能源和储能行业发展，刺激相关行业降本增效。
面对我国能源发展的新形势，储能与可再生能源配套发展的趋势不可逆转，有必要前瞻性地尽快解决储能面临的技术难题和商业化应用难题；虽然储能还未在电力系统中发挥不可替代的作用，但其对促进我国可再生能源规模化发展的重要价值绝不容忽视。
