在8月21日举办的中国新能源电力圆桌暨2020年风光储创新发展论坛上，国电集团原副总经理、《能源》杂志编委会执行主任谢长军指出，水电水利规划设计总院正在牵头研究编制《能源发展“十四五”规划》，预测十四五非水可再生能源装机翻番，装机总量超过8亿千瓦，预计每年风电装机20-30GW，光伏装机50-60GW，非水可再生能源发电量占比大于16%。
新能源高速发展的同时也面临着新的问题和挑战：一是新能源并网标准越来越严格；二是缺乏灵活性，在电力现货交易市场难以出清到好电价；三是新能源+储能模式缺乏行业标准，且储能系统在安全、可靠、高效、成本等方面仍面临挑战。
谢长军表示，风光储融合是一个系统工程，亟需汇聚发电、电网、储能产业链等各方力量，深化技术应用，推进协同创新，为电化学储能更好更快地融入电力系统创造有利条件。
以下为发言全文,有删节：
近年来我国新能源发展有目共睹，截至2019年末，我国风电装机2.1亿千瓦，光伏装机2.0亿千瓦，非水可再生装机占比达到20.5%，发电量占比8.6%风电。水电水利规划设计总院正在牵头研究编制《能源发展"十四五"规划》，预测十四五非水新能源装机翻番，装机总量超过8亿千瓦，预计每年风电装机20-30GW，光伏装机50-60GW，非水新能源发电量占比大于16%。其中还有一个指标，到2025年我们国家非化石能源的占一次能源消耗比重将超过20%。
新能源过去十几年的大规模发展，当前进入一个新的高速发展周期，同时也面临着和以前不一样的新问题：
一是新能源并网标准越来越严格。现在新能源产业的积极性要高于电网的接收能力，因此电网的接收和消纳变成了一个矛盾。新的电力安全稳定导则及部分地区的新能源并网标准，要求新能源场站提供虚拟惯量响应和一次调频能力，否则将限功率运行。二是甘肃等地区电力现货交易试点过程中，反映出新能源缺乏灵活性，在现货市场难以出清到好电价。三是在安徽等地区开展的新能源+储能试点项目中，市场存在较多不确定因素，行业缺乏标准，储能系统在安全、可靠、高效、成本等方面仍面临挑战。
近两年来，储能产业也获得了快速发展。截至2019年底，中国已投运储能项目累计装机规模超过31GW，其中电化学储能技术凭借其高效率、灵活性、响应速度快等优点，在电力储能市场逐渐占有越来越重要的地位，累计装机规模为1.7GW。
但是新能源与储能的发展并不协调，储能产业的价值挖掘已经与产业发展的初衷发生了明显的偏离，其中最大的阻碍是市场机制问题。当前储能成本被迫转移给新能源开发企业，这是一个不健康不可持续的发展模式。按照"谁受益、谁付费"的基本原则，电网企业、用户都应当分担一部分储能成本，简单地由发电企业全部承担显然不合理。这也导致新能源与储能存在"两张皮"现象，既不利于行业的健康发展，也造成了严重的资源浪费。
储能是一个全社会的责任，电网企业，发电企业和社会用户，包括政府都有责任承担这样的义务，简单地让发电企业配套储能推广下去存在问题，且不符合国家的《可再生能源法》的一些规定。
从长远来看，新能源、储能这两个能源系统中最活跃、最具发展前景的产业能够牵手共同发展，未来必将给电力系统带来巨大的变革，带来更美好的未来。为了这个更美好的未来，我提出以下几点意见，供大家参考。
首先要保障安全。尤其要避免低价竞争带来的安全隐患。储能的电化学体系安全是今后长期发展的前提，国际上储能行业在前期也有惨痛的教训，值得中国新能源的储能行业进行借鉴。自身与周边设备安全运行是储能系统的大前提。对于储能设备而言，电池本身的安全才能带来储能系统的本质安全。
其次是长寿命。能提供长时间稳定的服务是优质资源的重要保障。风场寿命是20年，中国运行最早的风电场都在龙源，新疆达坂城1992年投产，93年开始发电，到今天远超20年，但仍在运行。风机寿命为20年，但我个人判断服役年限可25年，加一些技术改造，则有望延长寿命。电池寿命是多少?风场寿命周期内需要换几次电芯?通过电池本身的长循环寿命、热管理等系统集成技术以及运行管理过程中的状态管控，让储能系统在更长的生命周期中发挥自身的能力，提供稳定的、保持品质的服务。
最后是软件使能的交易收益保障。如何通过软件来使能储能硬件，让其成为一个功能独立闭环的整体，并能面对实时变化的系统需求，自适应变化/优化运行方式与策略。
风光储融合是一个系统工程，亟需汇聚发电、电网、储能产业链等各方力量，深化技术应用，推进协同创新，为电化学储能更好更快地融入电力系统创造有利条件。储能是未来电力发展的必需，不仅是电化学储能，我也呼吁政府有关部门和国家电网重视抽水蓄能电站的建设，落实抽水蓄能电价的政策。现有的储能无法大规模解决中国可再生能源发展的问题，这里需要一个过程，所以我们的储能任重道远，还需要一些时间来消化创新、完善机制。
