截至目前，已有浙江、广东、江苏、四川、陕西、青海、重庆、安徽、湖南、山西等多个省市出台了具体的储能补贴政策，补贴形式有一次性补贴，也有按投资额比例、年利用小时数、实际响应与申报响应比值补贴等多种形式。例如，广东佛山顺德和肇庆高新均明确储能补贴为一次性补贴。

在各地已发布的储能补贴政策中，重庆两江的补贴上限最高，该地按照储能装机规模补贴200元/千瓦时，最高为500万元；广东深圳和安徽合肥的补贴上限紧随其后，为300万元；江西的补贴方式则另辟蹊径，该省对符合条件的锂电企业给予上市奖励。

除了补贴上限，各地储能补贴具体措施也更明确。例如，今年1月28日，江苏省常州市表示，对装机容量1兆瓦及以上的新型储能电站，自并网投运次月起，按放电量给予投资主体不超过0.3元/千瓦时的奖励，连续奖励不超过2年；成都市为年利用小时数不低于600小时的用户侧、电网侧、电源侧、虚拟电厂储能项目提供230元/千瓦的补贴。

目前，我国储能补贴主要以用户侧为主，难以影响配储比例。不过，储能补贴会提升储能的经济性，有助于由之前的强制配储向主动配储转变。

一位新能源电站投资方对记者直言：“由于新能源项目配套储能的市场机制尚不完善，企业将配储成本计入项目总成本，部分新能源项目的开发可能受到限制。所以，目前新能源项目配置储能的比例主要是基于各地政府的政策要求，在满足项目收益率要求的前提下进行投资开发。”

随着大型储能电站规模的不断增大，其接入电压等级也不断提升，而电力系统中能够兼顾场址、裕量、收益的优质接入点是有限的，不是每一个变电站都有裕量去接入几百兆瓦时的储能容量。这也是现在很多大型储能项目抓紧规划、备案、做方案的原因所在。看好储能的大型企业存在一定的“跑马圈地”心理，就算一期项目不赚钱，也希望在二期三期赚回来。

谈及储能企业的盈利情况，业内人士均认为，储能行业商业模式薄弱，要健康高质量发展亟需完善收益渠道。去年，一部分独立储能企业参与了市场交易，可以从市场化角度获取收益，而新能源配套储能参与市场必须做技术改造，储能可单独计量、 单独并网之后，才能转为独立储能电站参与电力市场，这在无形中增加了企业成本。

新能源发电企业人士表示，对发电企业来说，强制配储政策在一定程度上增加了建设成本，同时配建储能的利用率较低。因此，建议首先要科学规划新能源项目配置储能的类型及规模，当前各地针对新能源项目强配储能的规定往往是一刀切，未充分考虑各项目自然资源条件的差异性，一定程度上导致了储能设备的浪费，项目沉没成本明显上升；其次，要加快构建合理的储能电站盈利模式与运行策略，保障项目整体经济效益；再次，建议引导和推进独立储能项目建设，鼓励新能源项目通过储能容量租赁的方式保证电网安全。独立储能电站的高效利用既有利于新能源项目开发建设的成本控制，也有利于推动储能电站盈利模式的构建与完善。