尽管国内储能行业发展面临着巨大的增长潜力，但短期内，我国储能产业还需进一步探索可行的商业模式。

“当前储能行业大多数经营者尚未找到适合自身发展的市场机制和商业模式，电力市场机构滞后缺模式，技术厂商靠垫资，集成商担风险。”一位储能行业分析师告诉21世纪经济报道记者，目前国内储能项目的订单大多源自政策驱动，储能系统参与电价交易的机制还未理顺。

有国内从事储能业务开发的从业人员对21世纪经济报道记者表示，国内储能行业若要顺利、持续发展，需要对电价机制或调度规则做变革和推进。

21世纪经济报道记者注意到，“完善政策机制，营造健康市场环境”成为《指导意见》中的重要内容。其中，首先明确了储能电站将不再是作为火电、新能源的附属而存在。

《指导意见》指出，明确新型储能独立市场主体地位。研究建立储能参与中长期交易、现货和辅助服务等各类电力市场的准入条件、交易机制和技术标准，加快推动储能进入并允许同时参与各类电力市场。因地制宜建立完善“按效果付费”的电力辅助服务补偿机制，深化电力辅助服务市场机制，鼓励储能作为独立市场主体参与辅助服务市场。鼓励探索建设共享储能。

在健全新型储能价格机制方面，《指导意见》提出，要建立电网侧独立储能电站容量电价机制，逐步推动储能电站参与电力市场；研究探索将电网替代性储能设施成本收益纳入输配电价回收。完善峰谷电价政策，为用户侧储能发展创造更大空间。

实际上，积极的信号正在释放。今年5月25日，国家发改委正式对外公布了《关于“十四五”时期深化价格机制改革行动方案的通知》提出，将继续推进输配电价改革，理顺输配电价结构，提升电价机制灵活性。同时，该方案再度明确，要落实新出台的抽水蓄能价格机制，建立新型储能价格机制，推动新能源及相关储能产业发展。

刘勇认为，中国储能产业未来5年及10年的发展，尤其是储能技术的成本优势、规模优势和性能优势将变得越来越清晰。

“目前储能项目实现商业化的核心要素之一仍是降本。”前述分析师对21世纪经济报道记者表示，近十年来，国内储能系统建设成本正在加速下降，显著提升了储能应用场景的经济性。