在市场机制尚未理顺之前，让仍没有摆脱补贴依赖的风电、光伏配置储能，面临着谁来买单的问题。
从青海省共和光伏产业园的观景台上放眼望去，在海南自治州广袤的土地上，一望无际的光伏电站让人叹为观止，整齐划一的太阳能电池板成为了荒漠中独特的“风景线”。在青海省政府的主导下，这座光伏发电园区规划总装机容量2700兆瓦，其中光伏发电1700兆瓦，水光互补光伏发电1000兆瓦，占地面积几乎等同于3个澳门自治区。
中国西部原野天高地阔，可再生能源装机规模庞大。
海南自治州新能源的突飞猛进某种程度也是中国能源转型的缩影，过去十年，在“建设大基地、融入大电网”的国家政策鼓励下，新能源发电热潮在三北地区风生水起，一座座光伏电站、风电场在戈壁滩和荒漠上拔地而起。从2009年到现在，其中西北区域新能源装机增长了40倍，冀北电网目前可再生能源装机也已超过火电。
新能源的“集中式”发展，让三北地区的新能源陷入“用不完也送不出”的消纳窘境，处在不同立场的发电与电网公司更是一度相互指责。监管层从2017年开始不得不暂停安排三北地区新建风电、光伏发电规模。
2018年，新能源消纳被称作是国网公司的头号政治任务，随着多条特高压的相继开通，消纳情况开始好转，弃风限电得以缓解。但在国网公司看来，即便送出问题暂时得以解决，但新能源时断时续的不稳定性对于电网仍是最大的威胁。
电网公司的考量
新能源在“大发展”的同时一直伴随着“高受阻”，三北地区新能源的装机规模远远超过了当地的消纳能力，目前主要由火电来承担调频调峰的任务，但在煤电的装机规模未来会持续下降的背景下，单纯依靠火电来调也开始变得行不通。
甘肃省电力公司风电技术中心主任汪宁勃在2018中国储能西部论坛上表示，大规模的新能源接入造成电网的电网调节、抗干扰能力不断下降，电网稳定风险不断增加，西北电网已不堪重负，下一步风电、光伏必须解决自身的稳定性问题。他说：
“马路虽然比以前宽了，但车也越来越多了!”
2018年起，华北能监局、西北能监局修订了在“两个细则”中对新能源的考核办法，加强了对新能源的考核力度和奖惩力度。“两个细则”除了要求新能源提高功率预测外，对接入35kV及以上电压等级的风电场、光伏电站必须具备一次调频功能。
西北能源监管局市场监管处副处长吕锐在储能西部论坛上透露，西北能监局制定的新版“两个细则”将在今年8月份之内批复，为新能源企业预留6个月过渡期，新版“两个细则”在惩罚不合格企业的同时，也将对为系统做出贡献的新能源电厂进行适度补偿。
从西北监管局于2017年底发布的“两个细则”征求意见稿来看，该版文件提高了西北五省的考核上限，最高罚款额度可达到原考核细则的10倍。根据2015年的细则规则，2017年西北电网光伏罚款金额超过2.2亿元，风电罚款金额超过5.5亿元。
有业内人士表示，针对新的考核办法，新能源企业只有两个选择：
第一个办法是必须像常规电源一样限电其总容量的6%-10%，以备不时之需;第二个办法就只能是加储能装置。
以100MW的风电场为例，如果预留备用容量10%，年经济损失将达到2500万元;如果集中加储能装置，储能投资约2650万元，增加风电场投资约2%-3%，约等于一年的弃风损失。
从“两个细则”导向来看，虽然没有明确新能源电站必须配置储能装置，但相比之下，增加储能装置是更为经济的办法。一方面可以减少弃风限电的损失，另外一方面可以通过参与电力辅助服务获得补偿。
发电企业的两难
在新能源并网领域，目前储能收益主要还是依靠限电时段的弃电量存储，但漫长的投资回收期让投资商望而却步。
以华能格尔木光储电站一期1.5MW/3.5MWh示范项目为例，华能通过对其持有的老电站进行改造配置储能。在电价高达1元的情况下，投资回收期依然长达9年。
光伏“5.31新政”后，未来普通地面光伏电站都将是不依赖国家补贴的平价上网项目。以青海省为例，按照青海火电脱硫脱硝价格0.32元计算，大型地面光伏电站在技术不断进步的情况下还有可能实现微利。在需要考虑投资回报率的情况下，如果在地面电站电源侧强行配置储能，盈利前景并不被看好。
新能源基地作为输送端电源，发电侧没有峰谷价差。不像东部地区，储能可以通过用户侧峰谷价差回收投资。有关补贴的期待虽然渺茫，但有时也不得不提，黄河上游水电开发有限责任公司董事长谢小平就这样建议：
“目前在发电侧配置储能需要国家3-5年的补贴支持，等储能技术走向成熟、价格能够用得起的时候，储能产业再自我革新、自我发展。”
毫无疑问，新版“两个细则”将加重新能源企业的负担，新能源企业面临着更大的限电损失和更为严厉的罚款。在补贴依旧拖欠严重的情况下，新规则让资金原本就捉襟见肘的新能源企业经营压力骤增。
