当前，在“双碳”目标的引领下，全球可再生能源（能源行业分析报告）发展迅速，以光伏、风电为代表的新能源装机持续提升，带动储能产业迎来大发展。从市场规模看，远景动力中国区总裁赵卫军在主旨演讲环节预测，到“十五五”末，国内基本每年都将增加300GWh储能需求，到2030年，中国新增储能需求空间将达到1600GWh。
毋庸置疑，全球储能产业即将迎来“大爆发”。但不容忽视的是，经济性依然是当前新型储能行业最大的痛点。一方面，目前储能电芯价格已进入“0.3元/Wh时代”，对比年初下跌近三分之二;储能系统价格全面迈入“0.5元/Wh时代”，较年初下降约二分之一，行业陷入价格“内卷”的泥潭。
另一方面，新型储能项目盈利模式还仅局限在有限的场景下，并未形成可复制的商业模式，多数项目处于亏损境地，或在盈亏平衡点挣扎。这主要是因为储能项目的收益来源有限，且存在一定的不确定性，如容量租赁费水平偏低、现货市场或辅助服务市场收益不理想，以及储能项目成本较高，导致盈亏平衡难以保证等。新型储能的“经济性”难题亟待被破解。
圆桌对话中，多位专家提及政策层面发挥规划引领作用的重要性。来小康指出，在行业成长初期，各种政策可以起到引导功能的效果，但要真正形成商业模式，需要重新定位电力市场设计、电价形成机制，重构电力市场理论基础和交易规则。传统的以化石为主的设计理论已不适应高比例新能源电力系统，原来的电力系统中没有“储”这个环节，电价中还要有其他因素的考量，包括兜底。“谁受益谁付款”执行起来不容易，来小康直言，这一环节的短板要尽快弥补。
易斌认为，电源侧、电网侧等细分场景，是比较宽泛的场景，需求定位不清晰，影响到了对于储能的盈利模式、相关的市场交易品种的限制。储能的需求场景还需要进一步地梳理与细化，只有在新能源发电与负荷变化的具体需求场景中，储能的价值才能得以发挥。
储能作为电网的“稳压器”，需要政府、企业等各方共同的努力，才能把新型电力系统构建好，企业也能够盈利，实现双赢。
此外，加速技术创新也将有利于储能项目更好地实现盈利。当前，锂离子电池、固态电池、液流电池、压缩空气储能等多种储能技术路线百花齐放。新兴绿色能源与新材料研究院院长陈永峰指出，每种技术都有各自的特点，适用于不同场景，可以通过进一步挖掘细分的场景需求，发挥储能技术的各自特长，协调整体电力系统的构建。因此需要各家平台“练好内功，把自己的特长发挥好”。值得一提的是，国家宏观政策方面，同样是导向储能电站的规划设计要构建混合型的新型储能模式。