2020年中國新增投運電化學儲能項目裝機規模達到1.56GW，其中發電側新能源配置儲能應用占新增總裝機規模的40%。在日前舉行的第十屆儲能國際峰會高峰論壇上，遠景能源高級副總裁田慶軍表示：雖然多地目前出臺了強配10%-20%儲能的要求，但從社會效益最大化考慮，電源側配儲能不能一刀切。只有根據不同地區的風光資源條件，有規劃的合理配置儲能，才能使新能源加儲能更好地適應電網和負荷的要求，同時推動度電成本一路下降。
田慶軍認為：“在風光資源稟賦好的“三北”地區，增加儲能并不會明顯提升新能源電站的度電成本，開發商更有動力配置儲能以保證更多的上網電量。”他介紹說，遠景經過測算得出這樣的結論：在“三北”地區，利用當前的技術，風電機組的發電小時數可以達到3500小時以上，新建風電場如果配置與場站同比容量的1小時電化學儲能，增加系統成本每千瓦約1500元，理論上風電場的度電成本會在原有基礎上增加3分錢左右。但是，光伏由于發電小時數少于風電，度電成本增加會較為明顯。
但是，如果在中東南部地區，風電的年發電小時數大部分不到3000小時，強配儲能，項目經濟性會受到很大影響，度電成本可能增加1毛錢甚至更多。對此，田慶軍表示，中東南地區資源開發不存在天花板，應該充分利用當地負荷的靈活性，開發分布式新能源加儲能，這樣有助于降低度電成本和提升收益。而不是把目光聚焦在電源側儲能上。
以山東某地市為例，當地電源結構以火電為主，年社會用電量大概700億度，工商業電價大概每度0.65元。如果利用當地鹽堿地開發1000萬千瓦的分布式風電和光伏，再配置一定比例的儲能，直供工商業用戶，度電成本降到4毛錢是相對容易實現的。
中東南部地區的5萬、10萬千瓦新能源電站，目前雖然強配儲能，但實際利用率太低，電網往往忽略調度，只有規模化的電廠才是電網調度管理的對象，因此造成嚴重的社會資產浪費。對此，田慶軍建議，在這樣的地區，建議推廣共享儲能。例如山東準備建50萬千瓦時的共享儲能，其成本和對新能源電站現金流影響最小，對未來的商業模式、電網和開發商都有幫助。
田慶軍認為，儲能不是擺設，要充分利用儲能的價值，建議盡快推進電力現貨市場的建設。能夠套利的儲能，對于資本市場和開發商，才有建設的動力。他指出，遠景致力于做政府和企業的零碳技術伙伴，儲能是遠景零碳戰略的核心競爭力，儲能的本質是交易，會交易的儲能才會代表未來。
