10月30日，记者在“储能嘉年华·项目与技术交流大会”上获悉，预计2025年，我国电源装机容量为29.5亿千瓦，清洁能源装机占比将由2019年的41.9%提高到57.5%，煤电装机会下降至37.3%，基本实现从基荷型电源向调节型电源功能的转变。我国坚持可再生能源发展的长远战略目标不会动摇。“十四五”期间风电规划装机达到5.4亿千瓦;光伏规划装机达到5.6亿千瓦。
会上，国家能源集团龙源电力集团股份有限公司、新能源发展研究中心主任范子超指出，2015到2019年全国风电光伏新增并网容量最高值6812万千瓦，低于每年8000万千瓦的规划值。没达到目标怎么办?靠储能?增量靠强配?存量靠技改?范子超认为，应该从政策、技术、商业模式三方面着手。政策上，采取更加有力的政策和措施，明确地方政府的主体责任;配额制降低环评、土地及其他非技术成本;进行存量项目更新与改造。技术上，持续降低成本。商业模式上，远离“4.95”，采取“大基地+分散式”的商业模式。
针对储能问题，范子超表示，目前，全国已经有至少16个省区在评价风电光伏项目核准中要求或建议增加配置储能，随着我国高比例可再生能源的发展，储能在可再生能源领域将会迎来新的发展机遇。2020年8月，国家能源局印发《关于开展“风光水火储——一体化”“源网荷储一体化”的指导意见(征求意见稿)》，协同发展的思想贯穿始终，而“两个一体化”中也都提到了储能。
他认为，用储能解决新能源网域消纳问题效果有限，简单的“新能源+储能”只是将消纳问题从系统层次降到局部区域， 将系统化平衡变为碎片化平衡，无法从根本上解决问题。
最后，范子超提到，储能要想发展，必须以新能源超长周期、超大规模发展为前提，当新能源到了相当的规模后，储能定有机会。此外，面对抽水蓄能、火电灵活性改造、用户侧需求响应，电站储能应尽快锚定价格标杆，加速降成本，性价比高者才能赢得市场，而风光水光储一体化基地协同建设是相对可行的商业模式。
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