根据记者梳理，截至5月底，各发电集团、电网企业共发布46项储能相关招标政策，国家电网、南方电网、国家电投、华能、华电、华润、三峡集团等众多央企陆续发布储能项目设备或储能研究招标。
一位业内人士形象地描述了储能企业对电网企业又爱又恨的矛盾心理：“又怕电网不来，又怕电网胡来。”
规模化配储尚不具备价格机制
“碳达峰、碳中和”目标必将带来能源电力系统结构深度变革，必须解决电力供应、电网安全稳定运行及新能源高效利用的问题。发展抽水蓄能电站和新型储能是提升系统调节能力、促进新能源消纳的重要措施，是新型电力系统中不可或缺的组成部分。
国家电网公司国家电力调度控制中心原副主任辛耀中告诉记者，我国电网都是空气绝缘电网，很难抵御自然灾害，同时，新能源发电作为清洁的二次能源，无法大量存储，须即发即用。被称为大型“充电宝”的储能电站并网运行，不仅改变了传统电网的运行形态，也改变了长久以来电网规划、设计、运维和调度模式。
清华四川能源互联网研究院系统分析与混合仿真研究所所长张东耀认为，持续稳定可靠的供电，是目前建设新型电力系统面临的最大压力。“如果不能稳定供电，地方电量不够，就会拉闸限电或者错峰用电，其本质问题是我国现有的电力系统供应和调配能力不足。”
高比例的新能源接入，直接改变了原有的电力系统的特性。张东耀表示，高比例的新能源所带来的电网潮流潜在大幅波动，可能会导致电网热稳定更容易受限；另外，高比例的新能源并网对电网的惯性、频率的稳定都有挑战，对于电网的短路容量和电压稳定都会造成较大影响。
在这种状况下，电力系统中增加储能已成共识。但是，当前突出的问题是，额外增加的储能装置，尚缺乏投资回收渠道，储能也没有形成完善的价格机制。
“此次国家发改委出台通知，为建立储能价格机制明确了方向，就看后续如何配套政策，细化落地。”业内人士说。
小时级储能对电网价值有限
当前，20多个省市出台政策，要求新能源电站配置储能，否则无法优先调度。这实际上，等同于强制新能源电站配储。而从回归市场的角度来看，规模化配储能“死结”就在于价格机制缺失。
在众多新能源企业看来，推动新能源电站强配储能的幕后推手，正是电网企业。
不过，在辛耀中看来，现在电力系统各环节均存在问题，这致使储能客观上无法实现大规模配置。
在电源侧，储能可以与常规火电机组协调运行，提升对电网的支撑作用，但是现在还缺乏相应的市场模式和利益共享激励机制，储能如何参与辅助服务市场还有待进一步研究。在电网侧，储能目前能够满足调峰和调频的需求，但是针对多场景需求的应用和协调控制能力不足。在负荷侧，储能参与需求响应，利用峰谷价差或节省容量费进行盈利，但峰谷电价模式单一，没有发挥用户侧储能的汇聚效应。
辛耀中表示，如果回顾中国储能的发展历程，可以发现，国家电网对储能应用的研究重点经历了一个周期的转变。从最初的新能源发电侧转移到电网侧储能、如今又重新转回到新能源发电侧。
有储能从业人士告诉记者，储能需要电网方面的认可，但又害怕电网方面介入太深，更担心手握调度大全的电网企业，在调用储能上肆意作为。
张东耀认为，电网目前最大的顾虑是，如何实现长时间储能。“当新能源大量并网后，所带来的电网供给波动性不是小时级的，有可能是长时间的不稳定。这就意味着2-6小时的储能是不够的，需要研究更长时间甚至是周层面的储能。”
有必要出台针对新型储能的容量电价
中关村储能产业技术联盟数据显示，截至2020年，我国已投运的新型电力储能(包含电化学储能、压缩空气、飞轮、超级电容等)累计装机规模达到3.28GW，同比增长91.2%。预计到2025年，我国新型储能市场规模将比2020年底的水平扩大10倍。
根据《储能产业研究白皮书2021》保守估计，2021-2025年，电化学储能累计规模复合增长率为57.4%，市场将呈现快速增长的趋势。不过，中关村储能产业技术联盟常务副理事长俞振华也认为，时至今日，国内储能产业依然没有摸索出适合自身发展的恰当市场机制和商业模式。
现在从各类储能政策上看，除抽水蓄能价格机制取得突破外，以电化学储能为代表的新型储能仅有预期，实际上的电价机制仍不明朗。
对此，有专家认为，“建立新型储能价格机制”是新型储能健康发展的基础条件，而出台针对新型储能的容量电价，是适应我国电力发展现状的最有效的价格机制。
奇点能源王康表示，现在电化学储能度电成本是抽蓄的2.5-3倍，其容量电价标准势必大幅高于抽水蓄能，有可能造成社会用电成本攀升，同时也是对抽蓄、需求侧响应以及气电等灵活性资源的挑战。
科华数据股份有限公司新能源事业部技术总工侯朝勇认为，未来随着电力市场化，储能成本在电力系统各环节中的传导变得顺畅，储能投资由外部因素推动向自身经济性驱动转变，储能才算真正站稳脚跟。
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