据记者统计，截至目前，已有17省份下发配储要求、12省份将“光伏+储能”写入“十四五”规划。有专家提出，现在风光储模式促进了储能产业规模的快速增长，但是现阶段，绝大多数的新建风光发电侧项目属于强配储能，缺乏合理的商业模式和价格传导机制，或引发无序竞争。

　　“能算清楚经济账”

　　现阶段，储能并不是唯一的新能源辅助项目，为追求经济性，企业极有可能采用火电调峰，且新能源企业并不是储能电站建设唯一的受益主体，权责并不对等。

　　此前，国家发改委发布的《关于2021年新能源上网电价政策有关事项的通知（征求意见稿）》（以下简称《征求意见稿》）提出，2021年新能源的指导价统需筹考虑2020年各地燃煤发电基准价和市场交易平均价分省确定，但基本每个省份的指导电价都低于标杆火电电价。

　　有专家提出，我国储能行业的从业者大多是中小型企业，没有摸索出适合自身发展的市场机制和商业模式。同时，电力辅助服务市场补偿机制同样欠缺，比如设备厂商为取得订单基本上是进行垫资建设。配储就意味着成本增加，利润减少，《征求意见稿》的发布，让部分业内人士担忧，会否减少资本对储能的投资？

　　中国新能源电力投融资联盟秘书长彭澎认为，储能企业并不需要存在这样的担心。“强配储能会明显拉动储能新增装机量，不加储能就拿不到并网资格，有实力的新能源企业能够算清楚经济账，主动选择配置储能。”

　　一位储能专家认为，“对于新能源企业来说，更重要的是如何将配储成本传导出去，增加自身收益。”

　　不过，中关村储能产业技术联盟常务副理事长俞振华认为，现阶段第三方产业资本很难直接面对储能，储能机组的快速增长与过分强调经济性，并无助于储能产业的健康发展，反而可能会引发“劣币驱逐良币”。

　　对新能源发电企业来说，电站投资成本已经固定，一旦上网电价下调，企业利润空间存在下降风险。

　　彭澎告诉记者，从现阶段来看，整体指导价格的下调手段是“非常温和的”。对比火电电价，也只是下调了几厘钱而已，企业关注的重点并不是指导价的下调，而是如何选择竞价模式。“现在各省有更细致的价格制定，因为政策上的收益细则并不明确，企业也十分清楚基本上拿不到指导价，会将关注重点放在保障小时数带来的收益上。”

　　上述储能行业专家表示，新能源企业早已在补贴退坡的态势下做好了迎接平价的心理准备。他认为，对于新能源企业而言，企业有能力按照《征求意见稿》标准来执行。“不过每个地方也要看相对应的资源禀赋，来进行成本控制。”

　　多重难题横陈

　　根据CNESA全球储能项目库的不完全统计，截至2020年底，中国已投运储能项目累计装机规模35.6吉瓦，占全球市场总规模的18.6%，同比增长9.8%。其中，电化学储能的累计装机规模位列第二，为3269.2兆瓦，同比增长91.2%；在各类电化学储能技术中，锂离子电池的累计装机规模最大，为2902.4兆瓦。

　　虽然装机量激增，但从商业角度来看，现有的储能项目收益模式依然面临着市场规则不明确和过剩抵消电力资产的挑战。同时，由于电化学储能电池多为锂电池，但安全问题也并没有根本性解决方案。

　　彭澎指出，对于储能企业来说，除了继续加速技术进步与降低成本外，还需要电力市场改革的支持，需要尽快推出对电网灵活性服务的合理化市场机制。不仅如此，储能领域唯一实现盈利的仅有用户侧储能，整个行业还需要持续深挖合理的、可持续性的新商业模式。俞振华认为，伴随电力市场化的发展，储能行业需要尽快挖掘理清核心价值，形成标准和规范。