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随着低碳发展进入加速阶段，储能作为能源转型的关键支撑技术在业界的热度一直高居不下，但是实际的发展却是不温不火。在“十三五”期间，储能发展有起有落，有乐观也有悲观。今年上半年，新能源配储能成为业界高度关注的热点，似乎新一轮“储能热”又将开启。

新能源配储能，的确有助于扩大储能的市场规模与应用。但发展储能是谁的责任，谁应为储能的成本买单，对此业界多有争议，各执一词。

一些人认为新能源配储能天经地义。在传统的电力系统中，主要的电源品种和发电技术几乎都具备灵活性的价值和可调度的能力，都在一定程度上可以稳定供应并听从调度指令。但新能源的出现给电网运行带来了新的平衡问题，负荷侧的单侧波动变为源、荷双侧随机波动，大大增加了平衡的难度，对电网稳定运行的影响日益突出。因此，要求新能源发电自身需要具备一定程度的可调度性是合理的要求。今年7月实施的新版《电力系统安全稳定导则》中提出新能源发电应具备惯量和短路容量支持能力，在必要时可配置燃气电站、抽水蓄能电站、储能等灵活调节电源及调相机、statcom等动态无功调节装置，为新能源配置储能的合理性提供了一定的依据。

另一些人则以《可再生能源法》为依据，其中第十四条明文规定“国家实行可再生能源发电全额保障性收购制度。”在法律之外，国家发改委和能源局在2016年6月签发了《关于做好风电、光伏发电全额保障性收购管理工作的通知》，从法律和政策两个层面豁免了可再生能源对系统运行的平衡义务。

但互相推诿，显然不是有利于电力行业整体利益的长久之计。对于电网而言，采取相应的技术手段、管理手段保证系统安全稳定运行是其基本职责所在。对于新能源而言，其发展规模如果超过了电网平衡能力，最终只能走向“限电”的结局。但在没有配套政策，没有相对成熟的市场机制和盈利模式的情况下，粗暴地以行政手段将储能配置的义务强加给新能源发电侧，显然不够合理，亦无法真正起到以市场优化资源配置的效果。

实际上，在现有的市场机制下，任何市场主体单独承担储能投资成本，都会存在“算不过账”的较大可能性，因此，用理性和长远发展的视角来看，对于储能的成本投入，应秉持“谁受益、谁承担”的原则，建立发电、电网、用户共同承担的合理的市场化价格机制，毕竟，储能发挥的作用，每一个环节都有受益，理应各自为其受益买单。要做到这一点，需要从国家层面来统筹考虑成本投入的疏导问题。

除此之外，还需继续完善市场机制。比如落实储能市场地位、建立市场长效机制、细则市场规则等。

目前，我国绝大多数储能应用必须依附于发电、电网或用户。在国外开放的电力市场中，储能多以独立电站的身份参与市场竞争，如美国把储能称为“非发电单元”，是除发电、输电、用户之外的第四种身份，储能可以参与电能批发市场、辅助服务市场以及容量市场；英国将储能系统归类为发电设施，允许储能参与容量市场，德国、澳大利亚等国也降低了对储能进入市场的装机规模要求，并缩短结算周期，为储能的市场生存扫清障碍，鼓励其在电力系统中发挥多重作用。我国储能商业化应用在没有落实独立身份的情况下，电站运营处处受制，衍生出了种种问题不利于储能的商业化发展。

缺少细则和长效机制，则导致储能项目在各应用领域的投资收益受政策变动影响较大。长效机制的核心是需要相对清晰的、可预见的盈利模式。但目前，我国处于电力市场建设的过渡期，各方利益仍在不断调整之中，价格机制并不稳固，这严重影响到项目收益的持续性，使得投资预期具有较大不确定性，影响了资本信心。因此，需要保证政策的稳定性和可持续性，才能引导储能产业最终发展成为成熟的、规模化的市场导向型的产业。

2020年8月27日，国家发改委、国家能源局发布《关于开展“风光水火储一体化”“源网荷储一体化”的指导意见（征求意见稿）》，向社会公开征求意见。此举旨在通过多种能源互补解决新能源的波动性问题，提升清洁能源的利用效率，保障电网安全运行，实现源网协调发展，支撑能源清洁转型。在“两个一体化”建设的具体内容中，储能占据了重要的位置，是解决矛盾问题的关键支撑技术。“两个一体化”的发展理念从顶层设计上为新能源及储能的发展提供了科学、合理的指引与方向，并为储能的未来发展开拓了更大空间。

对外，储能商业化发展呼吁相应的价格机制和市场环境，对内，储能产业需继续打磨技术，苦炼内功，蓄积能量。目前，储能技术多元化发展，除了抽水蓄能在技术成熟度和市场份额上独占鳌头外，电化学储能、压缩空气储能、飞轮储能等十几种储能技术路线齐头并进，其中电化学储能以其高效、灵活、高能量密度等特点受到了市场的青睐，具有广阔的发展潜力和前景。在现阶段，各种技术各有优势，无法互相取代，只是需要结合不同的技术特点在相应的应用场景中各自发挥所长；未来哪些技术能够从市场中突出重围，成为主流技术，还需要实践来检验。因此，各种储能技术目前仍需在成本、安全、性能等方面继续钻研，以增强自身核心竞争力，迎接市场的真正爆发。