2020年中国新增投运电化学储能项目装机规模达到1.56GW，其中发电侧新能源配置储能应用占新增总装机规模的40%。在日前举行的第十届储能国际峰会高峰论坛上，远景能源高级副总裁田庆军表示：虽然多地目前出台了强配10%-20%储能的要求，但从社会效益最大化考虑，电源侧配储能不能一刀切。只有根据不同地区的风光资源条件，有规划的合理配置储能，才能使新能源加储能更好地适应电网和负荷的要求，同时推动度电成本一路下降。
田庆军认为：“在风光资源禀赋好的“三北”地区，增加储能并不会明显提升新能源电站的度电成本，开发商更有动力配置储能以保证更多的上网电量。”他介绍说，远景经过测算得出这样的结论：在“三北”地区，利用当前的技术，风电机组的发电小时数可以达到3500小时以上，新建风电场如果配置与场站同比容量的1小时电化学储能，增加系统成本每千瓦约1500元，理论上风电场的度电成本会在原有基础上增加3分钱左右。但是，光伏由于发电小时数少于风电，度电成本增加会较为明显。
但是，如果在中东南部地区，风电的年发电小时数大部分不到3000小时，强配储能，项目经济性会受到很大影响，度电成本可能增加1毛钱甚至更多。对此，田庆军表示，中东南地区资源开发不存在天花板，应该充分利用当地负荷的灵活性，开发分布式新能源加储能，这样有助于降低度电成本和提升收益。而不是把目光聚焦在电源侧储能上。
以山东某地市为例，当地电源结构以火电为主，年社会用电量大概700亿度，工商业电价大概每度0.65元。如果利用当地盐碱地开发1000万千瓦的分布式风电和光伏，再配置一定比例的储能，直供工商业用户，度电成本降到4毛钱是相对容易实现的。
中东南部地区的5万、10万千瓦新能源电站，目前虽然强配储能，但实际利用率太低，电网往往忽略调度，只有规模化的电厂才是电网调度管理的对象，因此造成严重的社会资产浪费。对此，田庆军建议，在这样的地区，建议推广共享储能。例如山东准备建50万千瓦时的共享储能，其成本和对新能源电站现金流影响最小，对未来的商业模式、电网和开发商都有帮助。
田庆军认为，储能不是摆设，要充分利用储能的价值，建议尽快推进电力现货市场的建设。能够套利的储能，对于资本市场和开发商，才有建设的动力。他指出，远景致力于做政府和企业的零碳技术伙伴，储能是远景零碳战略的核心竞争力，储能的本质是交易，会交易的储能才会代表未来。
