各地政策力推新能源配置儲能，這給儲能行業帶來了新的增長空間。在記者采訪過程中，業內人士普遍認為，儲能行業前景可期，但是，在不少受訪人士看來，儲能的大規模普及仍然“任重道遠”。正如陽光電源儲能銷售中心總經理陳志所說的，儲能企業要發展，需要探索更多的盈利模式，還有更長的路要走。

一位華東地區儲能從業人士也向記者坦言，相比起新能源發展初期的政策，總體感覺我國對于儲能是比較謹慎的，但也可以看到逐漸規范的趨勢，感受到往前推進的節奏感。在采訪中，陳志向記者闡述了他的一個重要觀點：要從根源上理順儲能發展，就要建立靈活的電力價格機制。陳志認為，通過電力現貨價格機制的建立，儲能的價值就自然能得到體現，不需要強制裝儲能，而是經濟利益驅動大家投資儲能。但目前中國電力改革還沒走到這一步，所以期望通過強制配儲能的手段來推進儲能發展，其中的矛盾就比較大。在他看來，儲能在本質上是促進新能源發展的，新能源替代火電所帶來的碳排放價值也要在價格中體現出來。

可喜的是，在電力現貨市場全面鋪開之前，儲能已經在電力中長期交易領域“小試牛刀”，主體地位愈發明確。去年7月，國家發改委、國家能源局聯合發布《電力中長期交易基本規則》，明確了儲能可參與電力中長期交易。今年3月，國家能源局西北監管局等多部門發布《青海省電力中長期交易規則（征求意見稿）》，明確儲能企業的權利和義務與發電企業相同，可以獲得公平的輸電服務和電網接入服務。3月16日，國網青海省電力公司組織儲能企業與新能源發電企業，完成國內首個雙邊協商市場化交易。

陳志認為，如果國家能夠出臺政策明確配套儲能如何使用，包含使用頻率、每次使用容量及使用時間等，業主就比較容易計算配置什么樣性能的儲能最合適，經濟性最好，對產品的選擇才會有針對性。“從長遠發展來看，光伏配儲能自然是大勢所趨，但在配備比例、配備標準以及強制配儲能之后如何監管等方面，還有許多細節需要完善。”陳志坦言，目前儲能評價體系和標準體系在各省都沒有真正完善，建議在出臺相關儲能要求時明確，儲能要怎么驗收、儲能系統的標準要滿足什么要求，投資方才能有的放矢。

針對地方補貼的問題，業內實際上也有爭論。一家風電運營商人士就向記者談到，類比風電、光伏發展初期的情況，如果儲能也是需要補貼的話，那么，儲能的市場化、商業化之路一定是不容易走通的，關鍵點還是要把成本降下來，真正地參與市場競爭才有可能。

目前，抽水蓄能也是“新能源+儲能”模式下的一種可選方案，如何協調抽水蓄能與電化學儲能之間的關系成為關注焦點。“從實際國情來看，抽水蓄能和中國整體電力結構的分布具有一定協同性，不失為一個好的選擇。但是考慮到‘雙碳’目標，抽水蓄能的一些弊端就顯現出來了，比如設計、審批、建設周期等環節都比較長，短時間無法滿足新能源儲能的需求。”上述風電運營商人士認為，目前響應級別最高、最快速的儲能方式還是電化學儲能，但他也坦承現在面臨的唯一問題就是電化學儲能的成本太高。

還有一個問題是，無論是抽水蓄能還是電化學儲能，儲能的服務究竟應由誰來提供也存在爭議。人們常說，專業的事要由專業化的公司來做，舉個例子，儲能和新能源發電業務有很大區別，未來如果要求新能源項目配置儲能，儲能服務由誰來提供呢？再比如，現在兆瓦級的儲能項目剛剛投運，調試、運行過程中也可能遇到新的問題，專業化公司提供服務明顯優于發電企業“自營”。然而，目前專業化的儲能公司占比不高，商業模式也未完全打通，導致入局者趨向謹慎，這也從一個側面反映了儲能市場的不成熟，行業專業化分工和標準化發展尚需時日。