河南、山東、安徽等六七個省份新增新能源項目開始強制配建儲能。更早些時候，江蘇、河南、青海等地已經陸續啟動風電儲能項目建設，主要以陸上風電和分散式風電為主。

　　預計到2030年，中國風電、太陽能發電總裝機容量將達到12億千瓦以上，風電、太陽能等可再生能源發展全面提速。然而可再生能源發電隨機性、波動性大，規模化并網影響電網穩定運行，“新能源+儲能”模式將為可再生能源大規模發展和并網提供有力支撐。同時，儲能系統作為能源存儲轉換的關鍵，可以提高多元能源系統的安全性、靈活性和可調性，是構建能源互聯網的核心。

　　電化學儲能大規模商業化應用，離不開儲能政策和市場環境的改善。但就實踐情況來看，還存在一些問題。首先是缺乏頂層設計，各方規劃統籌協調性不足;其次是市場機制不成熟，投資儲能經濟性差;還有缺乏準入門檻要求，劣幣驅逐良幣現象頻出。

　　7月21日，國家發改委、能源局發布《關于加快推動新型儲能發展的指導意見》，后續出臺一系列政策，支持新能源配套儲能建設。而在地方政策層面，公開信息顯示，截止目前，已有十多個省份相繼發布新能源配置儲能方案，主要集中在“光伏+儲能”“風電+儲能”模式，配置比例在5%-20%之間。其中，安徽、江蘇、河南、青海各地已經開始風電儲能項目建設，部分項目已經建成并網。

　　在業內人士看來，目前風電場發電側儲能仍不具備經濟性，政策不斷加碼有助于推動風儲技術進步，從而使得儲能快速市場化，而提前布局“風電儲能一體化”的企業將首先受益。

　　儲能系統中，電池成本原來占比超過60%，近兩年下降約30%，且電池技術仍在快速進步，逆變器成本約為20%左右，隨著產業規模化的提升價格將進一步下降。目前的風電場發電側儲能度電成本再下降一半，綜合成本就到火電臨界點了，這一目標，大概率在最近一兩年的時間即可實現。而共享儲能、智慧儲能等新技術、新模式的發展，也將在降低風電儲能成本方面發揮作用。

　　新能源+儲能的發展，將給風電儲能一體化的龍頭企業和對風電儲能應用有技術儲備的企業，帶來新的市場機會。

　　儲能技術的進步和性價比的提升，將刺激風光電廠投資建設，儲能系統也將在經濟型拐點出現后，由“強制配備”變為自愿。放眼全球，新能源發電的快速發展是驅動儲能發展的主要因素，新能源與儲能的結合也是未來高比例新能源并網電力系統的必然趨勢。隨著新能源發電規模的擴大，新能源發電需承擔的系統平衡成本將成為項目經濟性測算必須考慮的重要內容，儲能也必將在高比例新能源并網電力系統中找到自己的角色定位。