收益不能覆盖成本是当前储能产业发展的症结所在。黄碧斌坦言，新型储能主要有参与电力市场交易、削峰填谷、容量共享、电网有效资产回收等模式。总体来说，各地均出台了多种支持储能获得收益的政策，但收益相对较低且不确定性强。

南方电网储能科研院副院长李乐卿认为，储能缺乏长效的商业模式与参与电力市场的机制，具体而言体现在储能辅助火电机组调频发展空间有限，随着应用规模不断增大，储能运营商收益将逐步降低；新能源配储会额外增加发电企业成本，其成本分摊及疏导机制有待完善；电网储能同样缺乏有效的成本回收和价格机制；用户侧储能则仅在峰谷价差较大的北京、上海、江苏、广东等地区有广泛应用，企业盈利同样有待精细化管理。

●发展关键期需合理疏导成本

价值大、需求大，但盈利性差、动力不足。对此，中电联专职副理事长安洪光指出，现阶段储能产业正处在大发展的关键时期，需要在技术创新、运行方式、商业模式、投融资等方面进行机制体制设计及政策研究。“要加快科技创新，不断提升新型储能设备的能量转换效率和本质安全水平，提升储能电站的经济效益。要加强规划引领，结合电网、发电结构和发展需求，统筹规划配置储能的比例与规模，以灵活性资源的定位确定发电侧、电网侧和用户侧各类储能的作用。优化储能的配置与运行，深入研究储能在源网荷储配置方式与商业模式的协同，调动各方促进产能发展积极性，降低全社会的储能成本，同时进一步深化市场化改革，以市场化的方式合理消化储能成本。”

黄碧斌同样认为，要加强统筹规划，科学制定各地储能建设实施方案，合理确定规模布局和建设时序，根据系统调节能力和电网建设改造实际需要，确定电网侧储能发展需求，并将其纳入地方能源电力规划统筹实施，确保有序发展。

“合理制定新能源侧储能配置比例，加强储能安全、调用等方面的监管。”吕晨光建议，合理界定输配电服务对应的储能成本，并将其纳入输配电定价成本范围。推动发电侧储能的运行和价格政策制定，让发电侧储能投资得到较为明确的全生命周期收益。