波动性是新能源的天然属性，电力系统调峰也是不可能回避的旧命题。储能连接上游能源生产与下游消费，是能源产业版图的要塞，也是最为薄弱的一环。
新能源配储能的价值不言而喻。一则储能可以调节新能源出力，提升新能源并网友好性;二则新能源可以依托储能参与系统调峰、调频、黑启动，获得辅助服务收入;三则储能可以降低限电损失，削峰填谷，投资人可以斩获峰谷电价剪刀差;四则储能可以打通“源网荷储氢”的壁垒，打造电力系统闭环生态，创新能源产业形态和商业模式。
储能之弱，弱在储能市场竞争格局不明，不同技术路线的验证还在路上，储能投资成本高、投资收益率低，辅助服务、储能投资补偿等机制不健全，商业模式难以落地，电源侧、电网侧、用户侧储能投资积极性不足。
问题来了，电力系统的调峰责任谁来承担?调峰成本谁来支付?单单依靠压减火电出力不是长久之计，电力系统配储能不仅必要，而且非常重要。
但是，能源系统的问题需要产业链各方通力协作，而非产业链一方借用产业优势地位，凌驾于其他能源主体之上，若在电源侧强制配储能，此举不雅。
湖南、湖北、河南、辽宁、内蒙、山东等地次第发布的新能源平价项目申报、竞争配置资源等文件中均提到鼓励新能源项目配储能。虽未有强制之意，但实际上新能源企业心知肚明，若新能源项目不配备储能参与调峰，新能源并网接入时间表将被后置。电网企业在项目接入方案中，也会选择将配置储能作为前置条件。如此，平价风电强配储能可能成为常态。
一般而言，新能源配置储能比例在1020%。以三峡新能源青海锡铁山流沙坪二期风电(100MW)项目为例，项目按照10%规划配置储能系统，共设置5个2.52兆瓦/2.408兆瓦时储能子阵，总规模12.6兆瓦/12.04兆瓦时。项目是三峡集团首个“风电+储能”配套工程，已经开工建设。
根据项目中标结果公示，上海勘测院中标该项目储能EPC总承包工程，中标价格为1977.9557万元。据此测算，配套储能工程后，风电项目单位千瓦投资增加200元左右。经济测算显示，以2019年核准的四类资源区项目为例，工程造价每增加200元/千瓦，项目内部收益率(税后)将下降0.4%，全生命周期净利润减少3000万元左右。
在新能源竞价、平价的进程中，新能源项目对工程造价、电价、发电小时数等因素异常敏感。如果储能配比进一步提高，项目工程造价进一步提高，项目投资将不具备价值。相比之下，光伏发电对储能的敏感性则更高。
新能源侧配储能是未来的产业生态，宜缓不宜急。储能既需要堪当大任，又需要不断在技术进步、成本下降上迭代。只当储能系统成本不断下降、储能商业化应用不断成熟，“新能源+储能”才能竖得起、立得住。
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