新型储能行业正在快速发展，2022年各地规划和备案的项目持续增加。由于不断有新项目开工，储能产品销售企业已经率先感受到市场的升温。有储能企业的销售人员表示，其所在的部门用半年时间就完成了年初所定下的全年销售目标。

而储能的潜在投资者正在广泛寻找合适的投资项目并反复计算回报率，但他们通常下手非常谨慎。尽管全国已备案的项目已经超过10GWh，但实际落地的项目要少得多。多位从业者告诉笔者，储能的政策缺乏稳定性是投资者当下最大的担忧。

在过去几年中，确实出现过因政策变动而影响项目投资收益率的情况。例如，储能与火电联合参与调频辅助服务市场这一商业模式，在山西、广东等省一度收益可观，因此吸引了不少企业投资。不过由于正处在辅助服务市场化改革阶段，两地交易规则都不定期进行了调整。山西省几次调低交易报价上限、广东则修改了补偿的计算公式以缩小市场主体之间的收益差距。规则修改后，两地储能的调频收益都出现不同程度的下滑，储能电站收益率低于投资决策时的测算值。

用户侧储能则先后经历了峰谷电价差的缩小和拉大。为了降低企业用能成本，国家从2018年起持续推动降低一般工商业电价水平。由于峰谷电价是在平段电价的基础上按比例调整，电价降低后峰谷价差也随之缩小，用户侧储能的盈利空间被压缩。直到2021年国家发改委宣布取消工商业目录电价并推动工商业用户全部入市，在供大于求的形势下，电价有所上涨，东部省份的峰谷电价差再次拉大，用户侧储能的经济性得到改善。

近年来，经济环境的变化和电力行业的变革使得储能在发展中经受了较多的不确定性。电价政策需要考虑全社会的价格承受能力，保证能源行业有合理利润的同时不能给用电企业带来过重负担，削弱其竞争力。电力市场化改革也需要从电力行业整体出发来设计，才能实现不同市场主体的公平竞争，最大程度发挥市场优化配置资源的功能。因此，在大环境持续变化的背景下，储能有时候能占据有利位置，有时则不能。

从山东省新型储能示范项目的发展也可以看出政策调整变化的影响。2021年，山东在非电力现货市场环境下，推出了调峰市场储能优先出清、奖励优先发电量等扶持政策，以提升储能经济性。但到2022年现货市场长周期结算试运行阶段，原有政策不再具有可操作性，山东又推出了储能参与电力现货市场的规则，但关于容量电费收取和支付的规定仍是几经调整。据笔者了解，目前山东共享储能电站的实际收益并没有外界预估的那样乐观，因此，对于储能商业模式和支持政策的探索仍然在路上。

以市场化方式支持储能发展是既有政策的总体思路。目前，国内电力市场化改革仍在持续推进中，在第一批八个电力现货试点陆续进入连续结算试运行的同时，第二批六家省级现货试点模拟试运行也陆续启动，不是试点的江西省也推出了自己的现货模拟运行计划。市场化改革意味着各方利益的重新分配和调整，即使是最成熟的抽水蓄能电站也经历过几年的政策空窗期，因此政策的不确定性仍是新型储能不得不面对的挑战。