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。
根据“储能100人”了解的情况来看，目前发电企业面对新的考核显得并不积极。在新能源企业看来，新版“两个细则”仍然是“零和游戏”，对参与调频调峰发电厂的奖励最终也是来自于不达标电厂的罚款。
发电企业认为，新能源电站配置储能装置统一接受电网调度，本质上是服务于整个电力系统，理论上整个电力系统都收益，整个系统应该为此买单，新能源储能电站能否得到抽水蓄能电站同样的两部制电价？到目前为止也没有相关的政策出台。
“两个细则的考核基本上是罚，其实不利用整个储能的发展，国内的调频市场机制上有问题，如果都安装了储能，那谁免除了这部分责任？电网等于把调频义务变相地转让给了发电企业。”一家新能源企业高管私下向“储能100人”透露。
储能何去何从？
相比庞大的新能源装机，目前可再生能源领域的储能示范项目仍然是星星之火。“两个细则”对储能产业本是重大利好，但在电网公司和发电公司互不妥协的情况下，在夹缝中求生存的储能仿佛走入“囚徒困境”。
根据去年底国家五部委出台的《关于促进储能技术与产业发展的指导意见》，允许储能参与辅助服务市场竞争，形成“按效果付费、谁受益谁付费”的价格补偿机制。从实际效果来看，电网公司和发电公司似乎都是收益者，但谁都不愿意为增加储能设备而付费。
电储能是中国能源大转型的关键一环，各路势力厉兵秣马，抢滩布局。如今前景虽好，但变数重重。
在可再生能源领域，储能的刚性需求一直存在，尤其是电化学储能在调峰、调频方面相比火电有明显的优势。尽管可再生能源配置储能的重要性已经成为共识，国家在顶层设计也确立了储能的参与身份，但在电力尚未市场化、储能的成本还无法传导给最终用户的情况下，储能如何变成有价值的投资仍需要合适的市场结构和定价机制。
中关村储能联盟秘书长刘为认为，每个地方电网、电源的特点都不一样，在目前国家层面指导性鼓励政策的基础上，联盟正在协调各方出台适合各个地方特点的储能产业政策。
目前，在可再生能源领域的储能探索无外乎以下三种方式：电网侧、发电侧、第三方独立储能电站。由于各企业所处行业位置不同，对储能的诉求也各有差异。
电网企业：以国网公司为代表，在青海、河南、张北布局电网侧储能。为电网运行提供调峰、调频、备用、黑启动、需求侧响应等多种服务。
