事实上，储能调度对电网而言是一门新课题。“原来有500个新能源场站，现在再配500个储能设施，就有1000个调度对象。对于电网调度来说，整个控制模式和控制逻辑会变得非常复杂。”国网陕西省电力公司调度中心总工王康向《中国能源报》记者坦言，不是电网不愿意调，而是调用需求没有那么大，很多储能项目在前期论证阶段，都按照电网中新能源最大弃电规模进行调用情况测算，这显然放大了电网的调用需求。此外，早期的储能只有充放电功能，不具备稳定支撑等构网型能力，同时单体规模较小，对调峰弃电、断面受限等问题的解决贡献度偏低，限制了其应用范围。很多场站的储能产品质量和安全性良莠不齐，可用率偏低，即使电网有调用需求，储能设施也未必能派上用场。

作为国家战略性新兴产业，各省市明确新能源配储目标，在一定程度上为行业高速增长“托底”。若政策突然调整，势必对储能行业短期增速带来冲击。

郑华提醒，新型储能尚未形成有效的市场需求与可预期的收益，仍处于起步阶段。简单地退出会给产业、行业带来巨大的风险，要整体协同、各层次的政策与机制有效衔接，建立明确的退出机制，给产业一个可预期的市场环境。建立税收、财政、土地、技术、市场等多维度、多层次的立体措施，保障新型储能产业的可持续发展，打造储能产业“新名片”。

建立长效市场机制

储能是必要的，问题出在“强配”。业内人士分析指出，新能源强制配储本质上是一种计划手段，并不是一条长远之路，长效的市场机制才是储能行稳致远的根本保障。

郑华指出，新能源配储要因地制宜、寻真求是。从“真”需求角度出发，结合各地新能源消纳、资源特性、网架结构、负荷特性等因素，明确细化当地电力电量平衡中灵活性资源“家底”与各时间尺度下的真实需求，定期发布，让产业有真实预期，避免盲目投建、浪费资源；从“真”机制角度出发，要明确新型储能的具体身份、并网要求，形成可预期的收益模式与保障机制，通过价格信号激励市场主体自发配置储能资源。

“新能源上网带来的问题，应该交由新能源自己解决，调节资源怎么建、建多少，要根据自身需求合理布局。”刘明义建议，储能应回归新能源场站，由新能源场站自主调配，电网依旧保持原有的对新能源场站的调度模式，不参与配套储能电站的调度，只对新能源场站的输出功率、功率预测、一次调频等指标进行整体考核即可。

与此同时，应逐步扩大独立储能、共享储能比例。“共享储能既能解决单一场站投资规模大、运维成本高、利用率低的问题，又能避免储能过于分散、作用不明显、调度业务量成倍增长的问题，还能将储能配置在电网最优位置，实现功效最大化。”王康指出，科学测算储能的配置需求，以电网正常运行方式为边界计算最优配置规模。在能量时空迁移以外拓展储能的新功能，统筹解决新能源调峰和断面受限，以及送端弱电网短路比低、稳定性差，受端电网通道短时重过载等问题，发挥其双向调节、响应速度快的优势，拓展调频等方面的应用。提高储能自身产品质量和安全水平，丰富可提供的服务品种，拓宽储能回本获利的渠道。