2022年，兩大類政策助推了儲能項目的快速增長，一類是已延續兩年的新能源強制配建儲能政策;一類是《“十四五”新型儲能發展實施方案》下發后，各省區按要求開展試點示范項目。在明確的支持政策信號下，大量儲能項目備案也顯示出投資者對儲能行業的看好。但據業內人士反映，2022年實際開工的項目數量遠少于備案數，究其原因，經濟性始終是繞不開的核心議題。

強制要求新能源配建儲能的項目，由于沒有通暢的成本疏導機制，在過去兩年由新能源企業自擔成本。進入2022年，電芯價格走高帶動儲能系統成本上漲，配建儲能的新能源項目投資回報率進一步降低。因此，一部分企業嘗試盡可能壓縮儲能建設成本，在一些項目的儲能系統招標中，一度出現1.4元/瓦時左右的低價。

儲能的價格與其使用電芯品牌等多種因素相關，很難一概而論，但據筆者了解，中標低至1.4元/瓦時的項目普遍使用二三線電芯品牌。形成對比的是，使用一線品牌電芯的用戶側儲能項目EPC造價則持續上漲，從2021年初的1.3元/瓦時左右上漲至2021年底的1.7元/瓦時左右，目前達到約2元/瓦時。

有業內人士判斷，由于儲能電芯的產能仍處于持續增加中，高價未必能長期維持，2023年底價格有希望下降。

各地以共享儲能、獨立儲能為名的試點示范項目高度依賴明確的政策來解決成本回收問題。近兩年，走在政策前沿的山東省設計了涵蓋計劃和市場方式的多重政策，推動了首批試點項目的投運，并在電力現貨市場環境下啟動了第二批試點。

其他省份也開始出臺類似政策，例如，寧夏發改委發布政策，給予2022年新型儲能試點項目0.8元/千瓦時的調峰服務補償價格，并保證至少調用600次。浙江對于新型儲能示范項目中的調峰項目，規定年利用小時數不低于600小時，并提供容量補貼。也有一些省啟動了試點工作，但還沒有出臺明確的扶持政策。

從過往經驗來看，儲能的經濟性和充放電價格與使用次數密切相關。在電力市場環境下，儲能的經濟性與交易規則密切相關;在非市場條件下，則需要主管部門出臺政策明確價格和儲能電站的最低調用次數，由電力調度機構執行。地方在制定政策的時候更有可能選擇市場化與非市場化兼顧的方式，而無論哪一種都可能涉及價格、能源、監管多個主管部門的協調以及電網公司的配合。

從國家政策來看，儲能行業發展的阻礙正在不斷減少。在過去幾年，儲能實際上已經獲得獨立主體地位和獨立參與電力市場的資格，且國家政策支持儲能通過電力市場疏導成本的態度也十分明顯。但由于電能量市場、輔助服務市場都主要以省為單位建設，制定具體可操作政策的任務最終落在省級主管部門肩上，細分則涉及項目備案管理、市場準入、交易規則、結算規則、安全監督等方方面面。

在《“十四五”新型儲能發展實施方案》出臺后，很多省份已經開始研究出臺政策以落實國家的要求，預計還有更多地區會出臺利好政策。但考慮到各地資源稟賦不同，對儲能的需求程度不同，政策協調難度也不同，通過新政策改善儲能項目的經濟性還需要一定的時間。