各地政策力推新能源配置储能，这给储能行业带来了新的增长空间。在记者采访过程中，业内人士普遍认为，储能行业前景可期，但是，在不少受访人士看来，储能的大规模普及仍然“任重道远”。正如阳光电源储能销售中心总经理陈志所说的，储能企业要发展，需要探索更多的盈利模式，还有更长的路要走。

一位华东地区储能从业人士也向记者坦言，相比起新能源发展初期的政策，总体感觉我国对于储能是比较谨慎的，但也可以看到逐渐规范的趋势，感受到往前推进的节奏感。在采访中，陈志向记者阐述了他的一个重要观点：要从根源上理顺储能发展，就要建立灵活的电力价格机制。陈志认为，通过电力现货价格机制的建立，储能的价值就自然能得到体现，不需要强制装储能，而是经济利益驱动大家投资储能。但目前中国电力改革还没走到这一步，所以期望通过强制配储能的手段来推进储能发展，其中的矛盾就比较大。在他看来，储能在本质上是促进新能源发展的，新能源替代火电所带来的碳排放价值也要在价格中体现出来。

可喜的是，在电力现货市场全面铺开之前，储能已经在电力中长期交易领域“小试牛刀”，主体地位愈发明确。去年7月，国家发改委、国家能源局联合发布《电力中长期交易基本规则》，明确了储能可参与电力中长期交易。今年3月，国家能源局西北监管局等多部门发布《青海省电力中长期交易规则（征求意见稿）》，明确储能企业的权利和义务与发电企业相同，可以获得公平的输电服务和电网接入服务。3月16日，国网青海省电力公司组织储能企业与新能源发电企业，完成国内首个双边协商市场化交易。

陈志认为，如果国家能够出台政策明确配套储能如何使用，包含使用频率、每次使用容量及使用时间等，业主就比较容易计算配置什么样性能的储能最合适，经济性最好，对产品的选择才会有针对性。“从长远发展来看，光伏配储能自然是大势所趋，但在配备比例、配备标准以及强制配储能之后如何监管等方面，还有许多细节需要完善。”陈志坦言，目前储能评价体系和标准体系在各省都没有真正完善，建议在出台相关储能要求时明确，储能要怎么验收、储能系统的标准要满足什么要求，投资方才能有的放矢。

针对地方补贴的问题，业内实际上也有争论。一家风电运营商人士就向记者谈到，类比风电、光伏发展初期的情况，如果储能也是需要补贴的话，那么，储能的市场化、商业化之路一定是不容易走通的，关键点还是要把成本降下来，真正地参与市场竞争才有可能。

目前，抽水蓄能也是“新能源+储能”模式下的一种可选方案，如何协调抽水蓄能与电化学储能之间的关系成为关注焦点。“从实际国情来看，抽水蓄能和中国整体电力结构的分布具有一定协同性，不失为一个好的选择。但是考虑到‘双碳’目标，抽水蓄能的一些弊端就显现出来了，比如设计、审批、建设周期等环节都比较长，短时间无法满足新能源储能的需求。”上述风电运营商人士认为，目前响应级别最高、最快速的储能方式还是电化学储能，但他也坦承现在面临的唯一问题就是电化学储能的成本太高。

还有一个问题是，无论是抽水蓄能还是电化学储能，储能的服务究竟应由谁来提供也存在争议。人们常说，专业的事要由专业化的公司来做，举个例子，储能和新能源发电业务有很大区别，未来如果要求新能源项目配置储能，储能服务由谁来提供呢？再比如，现在兆瓦级的储能项目刚刚投运，调试、运行过程中也可能遇到新的问题，专业化公司提供服务明显优于发电企业“自营”。然而，目前专业化的储能公司占比不高，商业模式也未完全打通，导致入局者趋向谨慎，这也从一个侧面反映了储能市场的不成熟，行业专业化分工和标准化发展尚需时日。