2022年，两大类政策助推了储能项目的快速增长，一类是已延续两年的新能源强制配建储能政策；一类是《“十四五”新型储能发展实施方案》下发后，各省区按要求开展试点示范项目。在明确的支持政策信号下，大量储能项目备案也显示出投资者对储能行业的看好。但据业内人士反映，2022年实际开工的项目数量远少于备案数，究其原因，经济性始终是绕不开的核心议题。

强制要求新能源配建储能的项目，由于没有通畅的成本疏导机制，在过去两年由新能源企业自担成本。进入2022年，电芯价格走高带动储能系统成本上涨，配建储能的新能源项目投资回报率进一步降低。因此，一部分企业尝试尽可能压缩储能建设成本，在一些项目的储能系统招标中，一度出现1.4元/瓦时左右的低价。

储能的价格与其使用电芯品牌等多种因素相关，很难一概而论，但据笔者了解，中标低至1.4元/瓦时的项目普遍使用二三线电芯品牌。形成对比的是，使用一线品牌电芯的用户侧储能项目EPC造价则持续上涨，从2021年初的1.3元/瓦时左右上涨至2021年底的1.7元/瓦时左右，目前达到约2元/瓦时。

有业内人士判断，由于储能电芯的产能仍处于持续增加中，高价未必能长期维持，2023年底价格有希望下降。

各地以共享储能、独立储能为名的试点示范项目高度依赖明确的政策来解决成本回收问题。近两年，走在政策前沿的山东省设计了涵盖计划和市场方式的多重政策，推动了首批试点项目的投运，并在电力现货市场环境下启动了第二批试点。

其他省份也开始出台类似政策，例如，宁夏发改委发布政策，给予2022年新型储能试点项目0.8元/千瓦时的调峰服务补偿价格，并保证至少调用600次。浙江对于新型储能示范项目中的调峰项目，规定年利用小时数不低于600小时，并提供容量补贴。也有一些省启动了试点工作，但还没有出台明确的扶持政策。

从过往经验来看，储能的经济性和充放电价格与使用次数密切相关。在电力市场环境下，储能的经济性与交易规则密切相关；在非市场条件下，则需要主管部门出台政策明确价格和储能电站的最低调用次数，由电力调度机构执行。地方在制定政策的时候更有可能选择市场化与非市场化兼顾的方式，而无论哪一种都可能涉及价格、能源、监管多个主管部门的协调以及电网公司的配合。

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从国家政策来看，储能行业发展的阻碍正在不断减少。在过去几年，储能实际上已经获得独立主体地位和独立参与电力市场的资格，且国家政策支持储能通过电力市场疏导成本的态度也十分明显。但由于电能量市场、辅助服务市场都主要以省为单位建设，制定具体可操作政策的任务最终落在省级主管部门肩上，细分则涉及项目备案管理、市场准入、交易规则、结算规则、安全监督等方方面面。

在《“十四五”新型储能发展实施方案》出台后，很多省份已经开始研究出台政策以落实国家的要求，预计还有更多地区会出台利好政策。但考虑到各地资源禀赋不同，对储能的需求程度不同，政策协调难度也不同，通过新政策改善储能项目的经济性还需要一定的时间。