光伏电及风电，潮汐电等不稳定、不连续的新能源弃风弃电现象要想从根本上解决，其出路在于储能。

这样可以把零散的、不连续、不稳定的电源转换成分子能储存在储能罐中。而且可以大量储存低谷电。在用电高峰时段再释放出来。既可以满足电网削峰填谷的需要，也解决了风电、光伏电、潮汐电等新能源的消纳问题。

储存起来的能量通过转换输出为连续的、稳定的工频交流电，电网自然愿意接纳。

其实很多人都知道，新能源弃风弃电的根本解决方法在于储能。

储能技术是未来能源系统具备柔性、包容性和平衡功能的关键节点——发了电，存不下来，效率再高也是浪费。

但为什么到现在，这个问题一直得不到妥善解决呢！

其实，随着新能源的发展，国内的储能电池项目也在飞速增长。

以数据来说话，2020年，兔子储能电池市场出货量为16.2吉瓦，同比增长71%，其中电力储能6.6吉瓦，占比41%。

2019年5月至2020年7月，全球新增发电侧电化学储能项目113个，兔子新增发电侧电化学储能项目59个，增速据世界前列。

据预测，保守场景下电化学储能的复合增长率会保持在57%左右，理想场景下会超过70%，即到2025年的储能装机总量将分别达到35.5GW和55.8GW。

即使开足马力装机，仍难以满足需求，根本原因是配储成本太高，还不能满足新能源发电“长时储能”的需求。

“长时储能”意味着一种理想状况——新能源发电24小时挂着“充电宝”，随便什么时候天公作美，就能将能量储存下来下次用。

但实际这一点，根本做不到。

因为成本太高了。

按照现在的要求，“储能规模在项目容量的10%—15%”“连续储能时长2—3小时”等条款，同时也要求配备的储能设备需具备调峰能力，并与市场化项目同步建成并网。

只是这样的要求，就让一个风资源相对较好、度电成本相对较低的风电项目，配储后的成本将增加30%—60%，而对于本身度电成本更高的风电项目来说，配储后度电成本很可能出现翻倍。对于一个装机达100余万千瓦以上的大基地项目而言，或需在配储上额外投入数亿。

而这仅仅是储能规模在项目容量的10%—15%就需要额外投入的成本。