但如果不是政策要求强制配储，目前阶段很少有发电企业愿意主动配置储能，核心原因是配置储能增加的成本较高。由于储能产业处于发展初期，产业链成熟度低，厂商之间各自为政，尚未产生协同效应，储能系统价格仍然偏高。同时，中国电力市场建设处于起步阶段，市场机制难以准确反映新型储能的多重价值，新型储能参与市场收益的方式单一，尚未形成可持续的商业模式。尽管储能制造厂商主要盈利模式比较清晰，但储能电站投资建设获利之路还没走通。由于储能成本疏导不畅，社会投资意愿并不强烈。
过去，中国风电、光伏等产业依靠政府大量补贴实现了大规模发展，但是也暴露了很多问题。随着中国锂电产业链的不断完善，以及电力市场改革稳步推进，储能政策的重点已开始转向市场机制和调用机制，储能产业发展不可能重走大规模补贴的老路。2022年3月，国家发展改革委、国家能源局联合印发《“十四五”新型储能发展实施方案》，明确到2030年，新型储能全面市场化发展。从商业化初期到全面市场化发展，留给新型储能的时间仅有不到10年，行业打破规模天花板还要继续突破发展瓶颈。
文章指出，降成本，是开启新型储能产业宝藏的关键钥匙，实现这一目标需要产业链协同发力。电化学电池技术，可以通过材料、结构、工艺创新以及规模化生产，不断降低原材料生产成本、制造成本，并提升产品的安全性、能量密度及使用寿命等性能。要进一步培育和延伸新型储能上下游产业，依托具有自主知识产权和核心竞争力骨干企业，积极推动全产业链发展，着力培育和打造储能战略性新兴产业集群。
解决新型储能高成本的问题，还需要依靠体制机制改革和商业模式创新。当前储能项目的商业模式尚不明确，多元应用尚不成熟，处于“看上去很美”的阶段。要加快推进电力市场体系建设，明确新型储能独立经营主体地位，加强新型储能价格机制研究，营造良好市场环境。支持企业在规模化制造能力的基础上，继续将触角延伸到下游应用环节，深度参与多元化应用场景拓展和商业模式创新，全方位寻求产业破局。
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