2020年8月，国家能源局印发《关于开展“风光水火储一体化”“源网荷储一体化”的指导意见（征求意见稿）》。协同发展的思想贯穿始终，而储能成为推动两个一体化建设的关键技术支撑。

　　10月16日，在“中国能源高端论坛—可再生能源驱动储能创新应用”专题研讨会上，国家能源局能源节约和科技装备司副司长刘亚芳表示，当前，储能发展面临的主要问题是技术经济性、运行协同性和安全可靠性。在现行电价和市场机制下，储能项目投资回报不足问题突出。“提升储能技术经济性要靠技术进步、政策完善和市场建设，而解决储能运行协同性和安全可靠性问题，需要在规划设计、运行维护、安全监控、检测维护等各个方面加以变革和调整，目前首先要抓住标准化这个关键。”刘亚芳如是说。

　　如何解决储能发展面临的“堵点”？刘亚芳表示，因地制宜建设完善电力市场，释放清洁能源和储能产业发展潜能，统筹协调各方力量，为储能技术与产业发展营造良好的政策环境与市场环境，还应针对具体电力系统，量化精准研究储能规划布局，分析储能应该建多少、建哪里、怎么建、怎么用，为下一步研究系统配置储能的有关能源规划奠定基础。

　　在中国能源研究会储能专委会主任委员陈海生看来，当前，可再生能源+储能的应用模式主要盈利点包括限电时段削峰填谷、优先调度带来的电量收益、降低被考核风险、减少火电旋转备用容量等方面，以及风储光储电价收益、参与调峰调频辅助服务等潜在盈利点。同样面临着发电侧承担投资成本缺乏合理性、无配套政策和市场机制、储能规模缺少规划等挑战。

　　面对储能发展的新形势，陈海生表示，政策应明确安全主体责任，明确市场主体身份，明确合理价格机制。他建议：一是做好前瞻性规划研究，避免资源无效配置。二是明确储能准入门槛，确保储能高质量发展。三是落实配套项目应用支持政策，推动友好型可再生能源模式发展。四是研究储能配额机制，提高“绿色电力”认定权重。参照我国绿证交易和可再生能源配额机制。五是要建立市场化长效机制和全局角度衡量的储能价格机制，实现“绿色价值”的成本疏导。