储能是能源版图的要塞，储能兴，电力市场则兴。然，在当前的制度设计、技术经济条件下，新能源强配储能并不合时宜。
新能源配储能“由暗到明”
在政策约束下，新能源储能项目被储能业视为新贵，殊不知新能源发电企业正陷入进退两难之境。
在电网侧、用户侧储能示弱的格局下，新能源发电侧储能在政策约束下，进入新能源企业投资决策的视野。电网企业视储能为缓解调峰压力、降低输变电损耗、保证电网安全的工具，资源省份也将储能作为撬动投资的载体，储能技术服务商嗅到了迟到的商业机会。唯独对于新能源发电企业，却陷入进退两难境地。
自2019年开始，部分地方便将储能纳入新能源接网方案。今年以来，青海、新疆、内蒙古、辽宁、吉林、山东、湖南等十余省将储能写入新能源竞价、平价项目配置方案，原本秘而不宣的商业规则“由暗到明”。
政策约束，储能成标配
新能源配储能并不是新鲜事物。早在2017年，青海省发改委便在《2017年度风电开发建设方案》中提出，列入青海省2017年度风电开发建设方案的43个项目按照建设规模的10%配套建设储电装置，储电设施总规模0.33GW。2019年，新疆、山东、西藏、江苏等省(区)也陆续出台政策，鼓励或要求新能源项目配备储能设施。(见表1)
2020年以来，国家层面鼓励推动电储能建设，以促进清洁能源高质量发展。5月19日，国家能源局《关于建立健全清洁能源消纳长效机制的指导意见(征求意见稿)》，明确鼓励建设以电为中心的综合能源系统，实现电源侧风光水火多能互补，需求侧电热冷气多元负荷互动，电网侧源网荷储协调控制;鼓励送端地区全网优化水电、风电、光伏、火电、储能等电源配置。
6月18日国家发改委、国家能源局印发《关于做好2020年能源安全保障工作的指导意见》，要求提高电力系统调节能力，推动储能技术应用，鼓励电源侧、电网侧和用户侧储能应用，鼓励多元化的社会资源投资储能建设。
国家层面政策在于引导和鼓励储能参与新能源并网消纳，但各省政策却将储能作为新能源项目的标配。
从地方层面看，仅今年上半年，全国范围内就有新疆、内蒙古、江西、安徽、湖南、湖北、河南、吉林、辽宁、山西、山东、青海等12个省(区)发布相关政策，力促储能在新能源发电侧应用。(见表2)
部分省(区)明确优先支持的新能源储能项目类型。例如，内蒙古提出，优先支持光伏+储能项目建设;湖北优先支持风储一体化、风光互补项目，对接入同一变电站的风储与光伏发电项目，优先配置风储项目;河南优先支持配置储能的新增平价风电项目;辽宁优先考虑附带储能设施、有利于调峰的风电项目。
储能成规定动作，招标规模放量
在上述政策引导下，“新能源+储能”招标规模大增。今年上半年，已有三峡新能源等13家发电集团发布了32项光储、风储或风光储项目招标，新能源配置储能规模超过373MW，其中大部分项目为2020年新增平价、竞价项目，需在2020年完成并网。从装机规模看，2020年仅上半年招标的新能源配储能项目规模，就已达到2019年新增电化学储能投运规模(636.9MW)的58.6%。
国内新能源配储能已有技术示范案例。早在2011年12月25日，我国首个风光储输示范工程就已在河北省张北县建成投产。该项目综合运用了磷酸铁锂、液流、钛酸锂、阀控铅酸等多种技术路线，每年可以提升200小时的利用小时数，但经济性不佳。
2018年6月26日，我国首个光伏发电储能项目——共和实证基地20MW光伏储能项目并网。该项目采用了磷酸铁锂、三元锂、锌溴液流和全钒液流电池，建设16个分散式储能系统和6个集中式储能系统。
2019年，我国首个风光储多能互补型电站——青海共和、乌兰55MW/110MWh风电配套储能项目，以及首个真正意义上的“风电+储能”项目——鲁能海西州多能互补集成优化示范工程50MW/100MWh的磷酸铁锂电池储能项目相继投运。
其中，青海项目由黄河上游水电开发有限责任公司投资建设，采用阳光电源一体化储能系统解决方案、高度集成的储能变流器和锂电池系统，且配置了高能量密度锂电池，循环寿命长、深度充放电性能优越，能够满足电站调频需求，进一步提升电网友好性。同时，整套储能系统极大提高了机组的AGC调节性能指标与AGC补偿收益，减小考核成本，增加电站的收入。
近两年，国内光储项目发展迅速，年增长率高达40%。根据中关村储能产业技术联盟(CNESA)全球储能项目库的不完全统计，截至2019年底，中国已投运光伏配置储能项目累计装机规模达到380.1MW，占中国电化学储能投运项目总规模的22.6%，年增长率为46.4%。
储能产业链长，入局者众
储能产业链长、相对复杂，活跃于其中的企业也是一个庞大的群体。仅在储能电池、系统集成、PCS(储能变流器)等产业链细分领域，便各自活跃着数十家“玩家”，其中不乏储能龙头企业。
其中，储能电池领域的主要参与者包括宁德时代、比亚迪、国轩高科、亿纬锂能、远景AESC、蜂巢能源、天能集团、超威电力、圣阳股份等;系统集成领域的主要参与者包括阳光电源、比亚迪、北控清洁能源、科陆、中天科技、南都电源、上电国轩(上海电气旗下)、南瑞继保、许继电气、平高电气等;PCS(储能变流器)领域的主要参与者包括阳光电源、科华恒盛、盛弘股份、南瑞科技、南瑞继保、许继电气、科陆、上能电气、易事特、科士达、北京能高等。此外，在空调、BMS(电池管理系统)、热失控预警及消防、线束及连接器、集装箱等领域也分别有少则三四个、多则七八个活跃的“玩家”。
其中，部分“玩家”在储能领域布局良久、先发优势明显。以全球光伏逆变器+EPC龙头阳光电源为例，早在2015年，阳光电源便携手韩国三星SDI成立了三星阳光储能电池和阳光三星储能电源两家合资公司，开展储能装备的研制和生产，共同拓展新能源储能市场。目前可提供单机功率5-2500kW的储能逆变器、锂电池、能量管理系统等储能核心设备，拥有全球领先的储能系统集成能力。
近年来，阳光电源实现了从光伏逆变器向储能PCS供应商，再向储能系统集成商的转变，并开启磷酸铁锂储能系统、三元锂储能系统的双发展。2019年，阳光电源储能业务实现营业收入5.4亿元，同比增长41.8%，产品覆盖0.5C到4C的能量型、功率型等各类储能应用场景需求。截至2019年底，阳光电源参与的全球重大储能系统项目超过900个，北美工商业储能市场份额超过15%，澳洲户用光储系统市占率超10%。
根据相关机构预测，到2025年，“新能源+储能”的市场将迈入千亿级。随着行业走入快速发展通道，行业竞争也日益激烈。如何在激烈的市场竞争中立于不败之地，是每一家企业都面临的重大课题。对于老牌铅酸企业南都电源来说，这意味着储能电池路线的转换，甚至发展战略的转型。
南都电源是一家成立于1994年的老牌铅酸企业，也是我国电池行业第一家上市企业。早在2008年就开始涉及储能电池及系统集成技术研发，储能业务模式主要为设备产销+EPC。2015年电力市场化改革正式拉开帷幕，南都电源积极谋求转型，推出铅炭电池，在用户侧储能领域开启“投资+运营”商业模式，通过峰谷套利实现经济性，从而一举登顶储能，在2017、2018年连续两年名列中国新增投运的电化学储能项目中，功率规模排名第一的储能系统集成商。
而在锂电池一统天下、铅炭电池逐渐丧失竞争性的当下，南都电源再次进行转型，从铅蓄电池转向锂电池、从用户侧储能转向发电侧储能、从“投资+运营”商业化模式转向销售与共建等模式。
新能源配储能“达摩克利斯之剑”
新能源发电侧储能成为2020年储能行业的新翘板，但低价竞标乱象，风光储经济性、安全性问题若“达摩克利斯之剑”般高悬。
2018年电网侧储能呈现放量，此后因输配电价政策调整而放缓;2019年储能在电网侧和用户侧双双遇冷，行业发展几乎陷入冰点。新能源发电侧储能成为2020年储能行业的新翘板，各方摩拳擦掌。与此同时，低价竞标乱象，风光储经济性、安全性问题若“达摩克利斯之剑”般高悬。
疑惑与争议
今年上半年，湖北、湖南、新疆、内蒙古、山西、山东等省(区)相继发布政策，优先支持或要求新建风电和光伏项目配备储能，储能配置比例在5%~20%之间，储能时长为1-2小时。
上述政策下发后，争议不断。《能源》记者了解，业内人士疑惑的是，储能配置参数的测算依据何在，电网企业是否有权限要求新能源企业配套储能，按新能源装机容量比例配置储能的强制性做法是否可行，配套储能的成本是否要由新能源开发企业承担。
中关村储能产业技术联盟常务副理事长俞振华认为：“尽管电网企业不应该强制要求新能源企业配储能，但有理由对新能源并网质量提出要求，即使不一定非要通过储能技术来解决。而在没有配套的政策和市场机制，以及盈利模式的情况下，简单地由发电企业来承担储能投资的成本显然不合理。”
对于配置参数的测算依据，俞振华认为，近十几年可再生能源并网研究曾多次提到，风电配置5%-20%的储能能够有效改善可再生能源并网的友好性;储能配置时长取决于储能参与的电力服务类型，或者是电网企业的技术。如果电网企业尚未提出明确需求，强制可再生能源侧配置储能会造成投资浪费，这种行为并不可取。但基于市场行为的投资值得支持，这需要给予投资方明确的支持，如何有效使用并支付储能费用。
“储能是未来电力系统的必要组成部分，核心问题是新能源企业与电网企业能否一起设计储能参与电力市场的方式及盈利模式，否则新能源和储能都不存在可持续发展的机会。”俞振华对《能源》记者说道。
对于“一刀切”做法，天能集团智慧能源事业部副总裁刘晓露认为，从下发文件来看，各省并未强制要求新增新能源发电项目必须配置储能，但如果新能源开发企业想要提高竞争力，配置储能将是优先开发的重要条件。
近年来，以风电、光伏发电为主的新能源发电成本快速下降，装机容量及能源占比不断上升。新能源发电的波动性及其对电网稳定的影响仍然是新能源进一步健康发展的制约因素。
从技术角度讲，配套储能是提高新能源消纳比例的有效手段。利用储能技术快速响应、双向调节、能量缓冲的特性，可以极大提高新能源系统的调节能力和上网友好性。
“至于储能投资该由谁来买单的问题，从市场化角度看，谁投资获益谁来买单。但如果从储能的社会效益、国家能源战略角度看，由利益相关方共同承担较为合理。”刘晓露说。
南都电源副总裁、南都能源互联网董事长吴贤章则表示，从国家层面或者能源结构调整角度看，加大新能源的配比、降低碳排放是大势所趋，以风电和光伏为代表的新能源发展至今，已经达到平价上网条件，现在是加大力度推动新能源平价上网的好时机。然而，新能源具有随机性和不确定性，接入电网时，调控、消纳矛盾比较突出，“虽然新能源配储能并未强制实施，但国家的态度也非常明朗了”。
低价竞标与安全隐忧
2020年初以来，新能源配储能项目开标价格逐渐走低，从年初的2.65元/Wh下降至1.65元/Wh左右。与此同时，无视项目成本一味低价竞标的现象在储能招投标中愈演愈烈。5月中旬，三峡新能源青海风储项目开标，1.699元/Wh的EPC价格刷新了行业底线。业界普遍认为，该价格已经低于储能成本价。
对于低价竞标现象，业内人士表示由于政策限制，电网侧储能被迫“急刹车”，电网公司转而将储能成本转嫁给新能源开发企业，面对强势的电网公司，新能源开发企业为了拿到优先并网的“入场券”，只得“捏着鼻子上储能”，成本成为核心因素，为了降本以牺牲质量为代价。而从储能企业的角度看，发电侧市场刚刚启动，很多储能企业把入场业绩看得比较重。
目前，很多新能源配储能项目对投标企业都有业绩上的要求。例如，安徽省电网和华润电力首个风电储能项目——华润电力濉溪孙疃风电场50MW工程配套10MW/10MWh储能系统PC工程进行公开招标时，要求投标人自2015年1月1日起至投标截止日有1个及以上的10MW/10MWh及以上容量电化学储能电站已完工程业绩或累计30MW及以上容量电化学储能电站已完工业绩;三峡新能源青海省锡铁山流沙坪二期风电场100MW储能项目EPC招标，要求投标人必须具有近3年内具有至少2个单体容量为10MWh及以上在建或已投运的储能电站设计或EPC或储能系统集成业绩。
“如此，也就难怪有些储能企业宁愿‘赔本赚吆喝’也要尽力中标了。”上述业内人士表示。
当然，基于电池技术的提升与创新、规模经济发展、市场价格竞争以及制造商经验的提升，促使储能项目开标价格不断降低。然而，如果恶意报低价中标，将诱发“劣币驱逐良币”现象，阻碍行业健康持续发展。
据了解，一些储能企业为了降低成本，偷工减料使用劣质的电池和PCS，或者在系统容量上做手脚。然而，这一举措的危害性极大，“轻则引发电网调度事故，重则引发火灾等安全事故”。
近期，国内外电化学储能事故频发。2017年以来，韩国已经发生29起储能电站起火事故，我国也出现储能项目起火事件，致使储能的安全性问题引起广泛关注。业内专家认为，安全性是储能行业快速发展的根本，质量和成本是储能行业能否快速发展的关键因素，为了降成本而降低质量，一旦酿成安全事故，将对产业发展造成致命打击。
储能经济性难题
经济性是行业发展的关键。2019年7月23日，新疆发改委发布《新疆第一批发电侧光伏储能联合运行试点项目清单》，确定了首批36个发电侧光储联合运行试点项目，总规模221MW/446MWh，并明确“所在光伏电站于2020年起每年增加100小时优先发电电量，持续五年”。然而，当年12月4日，新疆发改委便叫停了其中31个新能源发电侧储能项目，其中一个重要原因就是经济性问题。
根据《能源》记者调研，当时的问题出在对“100小时优先发电量”的理解上。如果这100小时是计划发电量，100MW的光伏电站每年将增加300-500万元收入;如果是保障收购小时数，则只能使光伏电站每年增加几十万元收益，差距颇大。
当前，风电、光伏行业将全面迎来平价上网，项目经济收益对成本愈加敏感，新能源配套储能是否还有经济性，是产业链各方仔细分析研究的问题。
以山东省为例，2020年山东申报竞价光伏项目共976MW，国网山东电力公司要求储能配置规模按项目装机规模20%，储能时间2小时。根据集邦新能源网的测算，100MW竞价光伏电站将配置40MWh，以当前储能系统1.7元/Wh(不含施工)的价格计算，光伏度电成本增加近0.09元。
北京领航智库测算，按照山东0.3949元/千瓦时的燃煤标杆电价测算，平价光伏电站按照20%配比投资储能电站，工程造价将增加0.68元/W，工程造价增加15%以上。在不考虑储能参与调峰补偿等商业模式前提下，项目内部收益率也将低于8%。
刘晓露认为，新能源平价上网趋势下，储能可持续发展取决于电力体制改革的最终进程，关键在于储能输出价值的交易结算与储能成本的分摊疏导。单纯依靠市场情况下，配套储能的经济性目前还较难保证。特别在电网调峰资源没有改善的情况下，平价上网项目本质上是挤占了其他新能源的发电空间，随着新能源发电全面平价上网的到来，电网调峰和全额收购的压力进一步提升。
随着储能市场规模的扩大，成本逐年下降，电改红利不断释放，储能独立主体地位得到明确，可直接参与电网级调峰、电力市场调频等辅助服务市场、备电及需求侧响应服务及电力现货市场交易，把储能的应用价值直接充分地交易结算出来，新能源配套储能的前景是光明的。
“配置储能固然会增加电厂投资，但如果不配置储能，每年电量损失可能达到20%。储能在合适的应用场景，随着技术的进步和成本的降低，节省电能的成本预计很快能抵消储能设备的成本。”刘晓露说。
俞振华认为，在具体储能项目上，仅仅依靠减少弃风、弃光电量收益还很难支撑行业发展，简单捆绑新能源并不能真正体现储能价值。
目前，国外电力市场成熟，新能源侧的储能超过50%的收益源于参与电力市场交易、辅助服务等收入，新能源侧的储能发展更具备条件。中国电力市场改革还是一个进行时，储能参与各类电力服务的公允价值缺失，储能“按效果付费”参与电力市场的实施细则更加缺乏。在这种环境下，收益体现不了投入，引发恶意竞争，劣币驱除良币的现象将在所难免。
补贴政策与标准缺失
截至目前，国家及省级主管部门均尚未出台储能的补贴政策，仅有安徽省合肥市以及江苏省苏州市出台了地方性的补贴政策。
2018年9月17日，合肥市政府发布《关于进一步促进光伏产业持续健康发展的意见》，对光伏储能系统按实际充电量给予1元/kWh补贴，同一项目年度最高补贴100万元。2019年3月24日，江苏苏州工业园区管委会印发《苏州工业园区绿色发展专项引导资金管理办法》，针对在园区备案实施、且已经并网投运的储能项目，自项目投运后按发电量(放电量)补贴业主单位0.3元/kWh，共补贴3年。
“这些政策都具有地方特殊背景，还不能作为代表性政策来看待。”俞振华点评道。
我国从2010年开始制定电力储能相关的标准，归口管理单位是中电联。截至目前，电储能相关的国家和行业标准已达31项，其中已发布或报批27项;团体标准约47项，其中已发布或报批29项。其中，针对电化学储能的国家标准有7项、行业标准有2项，目前均已发布。
截至目前，中关村储能产业技术联盟共发布四项电化学储能团体标准：
T/CNESA1000-2019《电化学储能系统评价规范》、T/CNESA10012019《电力储能用直流动力连接器通用技术要求》、T/CNESA1002-2019《电化学储能系统用电池管理系统技术规范》、T/CNESA1003-2020《电化学储能系统用电池管理系统技术规范》。目前联盟围绕电化学储能安全等方向，正在推进相关标准制修订工作。
“问题在于，现在是有标准，有手段，但如何去推广执行。”中国电科院电池储能技术检测部主任官亦标向《能源》记者指出，新能源项目开发企业在配备储能这件事上存在的普遍问题是对电池储能特性及其标准理解不到位，对电池储能系统的质量和安全没有足够的认识，如果不严格有效地遵循技术标准和管理规范，将导致乱象丛生。
此外，由于没有全环节严格执行标准、严格监管，造成供应商有机会钻空子，是低价恶性竞争的根源所在，现阶段电池及其应用技术水平条件下，低价带来的直接恶果就是质量和安全难以保障。据《能源》记者了解，在项目招采环节，就已经暴露出未严格遵循标准的问题。在新能源配电池储能项目中，普遍存在供应商是依据自行设定的储能电池容量标称值计算储能系统容量(包括功率和能量)并承诺满足招标要求，而不是依据储能电池型式试验报告认定的容量额定值来核算储能系统容量，造成系统容量虚标虚报的现象。
官亦标表示，储能电池是一种特殊的能量体，内部是复杂的电化学体系，不能视为简单的物理器件，其各项性能受内外部因素影响复杂多变，这些因素包括电压、电流、功率、温度、充放电深度等等，对于系统运行来说，关键控制参数的改变会直接影响电池系统的实际可用容量、安全与寿命。如果不是专业从事电池检测评价工作，很难去全面理解电池的特殊性和复杂性，发电企业和用户可能因此出现投资失误。
“好在，部分电源侧储能项目已经开始全环节执行技术标准，比如将储能电池等核心部件的到货抽检、系统并网检测以及运行考核检测等关键约束手段纳入事中事后技术监督检验流程。这意味着，部分用户和总包方已经认识到了质量与安全的重要性。”官亦标表示。
在电池储能质量控制方面，国外主要关注储能系统层级的性能并结合定期考核及商业罚则条款来间接保障整体质量，对储能电池等核心部件在储能领域应用适用性方面的评测和标准研究较少。
“相较于国外，我国在电池储能标准体系、测试评价技术等方面是领先的。”官亦标指出，我国的电池储能标准特点是关注从电池的单体、模块、簇到系统的各个层级，每个层级都有严格要求，并以更接近实际运行条件的方法来进行测评，注重追本溯源，从核心部件层级关注其在储能领域应用的适用性，并建立核心部件到系统之间工作参数及性能的关联和有效传递，有效规避技术层面的漏洞，拒绝投机取巧，通过对核心部件分别设定技术要求结合全环节的技术监督检验从理论上保障储能系统能够达到质量与安全的期望。
其优势在于，能够从源头以及更加科学合理的测评体系保障项目的质量和安全。否则，“一旦频繁出现安全和质量事故，先不说损失，电池储能这条路可能就走不通了。”
探路新能源配储能商业模式
新能源配储能的投资可行性取决于商业模式的搭建，以及储能系统技术进步和成本下降。
新能源配储能是未来的产业形态，投资可行性与否取决于两点，一是商业模式的搭建，二是储能系统技术进步和成本下降。
从现有的商业模式看，新能源配储能项目价值创造的路径包括，参与调峰、调频获得辅助服务补偿，减少弃风弃光电量增加电费收入，参与电力市场交易获得电价收益，削峰填谷获得峰谷价差。
从储能投资下降的空间看，储能系统成本已经由年初2元/Wh以上下降至1.7元/Wh以下。随着技术创新的发展，“十四五”储能系统成本有望降低至0.5元/Wh。
亟需技术进步驱动成本下降
过去十余年，储能投资成本不断下降。CNESA数据显示，储能电池成本每年以20%到30%的幅度下降。目前，锂电池的系统成本(不含PCS)已降至1000-1500元/kWh，进入应用盈亏平衡点;锂电池储能系统度电成本在0.6-0.8元/Wh。
今年以来，我国新能源储能项目中标价不断下降。招投标信息显示，我国主要风储项目中标价从年初的2.15元/Wh降至1.699元/Wh。4月24日，华能新泰光储项目开标，中标价1.54元/Wh，平均报价远低于2019年市场主流价格1.8元-1.9元/Wh。
中关村储能产业技术联盟常务副理事长俞振华指出，“储能技术需要从满足电力系统长寿命、高安全、大容量等指标着手，提高储能技术对电力系统的适用度和生命周期内的经济性。”
同时，出台新能源侧储能调用、电池衰减容量相关的标准，提升储能行业门槛，一方面可以避免新能源企业以一次性的沉没成本去投资建设储能设施，另一方面也可降低储能系统的度电次成本。
在我国风电和光伏产业的发展过程中，均出现了连年新增GW级装机规模，通过规模化带动技术创新、降低成本的现象。对于新能源储能来说，也可以借鉴风电和光伏的发展经验，以规模化降成本，同时继续深化电力体制改革，将行业导向市场化。
探路储能商业模式
随着电力体制改革的深入推进，新能源配储能商业模式空间正在打开，但需要政策给予配套。
其一，通过减少弃风弃光电量获利。由于目前电化学储能成本相较抽水蓄能仍然较高，该商业模式适用于弃风、弃光率较高地区。
以青海格尔木直流侧光伏电站储能项目为例，该电站装机规模180MW，2018年1月投运，上网电价1元/kWh。由于弃光问题，项目通过接入1.5MW/3.5MWh储能系统改造为光储电站。根据测算，储能可以增加发电量约150MWh/年，增加收益约15万元，项目投资回收期约6.96年。
其二，参与电网调峰调频辅助服务。受政策限制，该模式需要辅助服务机制给以保障。2019年6月3日，国家能源局西北监管局发布《青海电力辅助服务市场运营规则(试行)》，明确在电网需要调峰资源的情况下，储能调峰价格暂定0.7元/千瓦时，优先消纳风电、太阳能发电。2020年5月26日，新疆发改委印发《新疆电网发电侧储能管理暂行规则》，对根据电力调度机构指令进入充电状态的电储能设施所充电的电量进行补偿，补偿标准为0.55元/千瓦时。
其三，参与风光水火储多能互补。该商业模式适用于有多能互补需求的地区，储能收益来源于平抑波动等辅助服务。今年以来，国家能源集团、大唐等能源央企均在山西、甘肃、辽宁等省建设风光储多能互补项目。
除此外，国内部分地区为新能源侧储能提供了补贴。目前，我国仅有安徽省合肥市和江苏省苏州市出台了地方性补贴政策，前者对光伏储能系统按实际充电量给予1元/kWh补贴，后者按发电量(放电量)补贴业主单位0.3元/kWh。
专家表示，如果存一度电只能放0.5度电出来，那说明储能系统不行;如果存一度电可以放0.9度电出来，说明系统效率很高，“从储能系统效率来讲，按照放电量进行补贴更为合理。”然而，考虑到日益缩紧的国家财政情况，新能源侧储能得到补贴的可能性不高。
从国际经验来看，英国电力市场比较成熟，该国的独立储能电站既能参与政府的储能采购计划，还有峰谷价差和TRIAD等收益，有些电站的多重收益甚至能有十三四种。英国甚至出现过170多元人民币一度的尖峰电价。由于电池储能系统能迅速响应，有电力企业每年都能拿到这个尖峰需求。
美国推动建立了储能系统的投资税收抵免政策(Investment Tax Credits)，同时购买和安装储能系统与太阳能发电设施的项目业主可以获得30%的投资税收抵免。该协议将延续至2022年，并逐步减少至淘汰(2020年减至26%，2021年减至22%，2022年减至10%)。
韩国从2015年起，开始为配套储能系统的风电给予额外的可再生能源证书奖励，配套储能的风电场权重分最高达到5.5分;2017年起，安装储能系统的光伏电站也可以获得额外奖励，权重为5，“这使得配套储能的风电光伏电站在可再生能源证书计算中的权重远远高于其他不配套储能的电站。”
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