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事实上，去年湖南、青海等地已出台过此类措施，但一路实践下来，结果并不理想，政策搁浅者有之，废除者也有之。在此背景下，新一轮的强制配储，究竟能收获多少实效，仍需打上一个大大的问号。
储能是位多面手，可以建在发电侧或电网侧，也可以建在用户侧。尤其是电化学储能，不像抽水蓄能那样对地质条件要求苛刻，它可以小规模、分散式建设，能够布局于电力系统的各个环节。但在与电力系统融合的过程中，储能曾在电源侧出现过利用率不高、产能搁置等问题，远未物尽其用。
另外，储能还存在“叫好不叫座”的问题。例如，在电网侧，抽水蓄能电站的“十三五”规划目标为装机达到4000万千瓦、开工规模6000万千瓦。但截至2020年底，二者实际规模均在3000万千瓦左右，任务实际完成量大打折扣。期间，电化学储能虽然增速较高，但截至2020年底其装机规模也仅为300万千瓦左右，如此小的体量对实现新能源电力上网，保持电网高效安全运行来说可谓杯水车薪，难担重任。
储能被视为可再生能源真正实现大发展前的“最后一公里”，大规模建设储能的必要性和紧迫性不言而喻。这样一个深受重视和认可的产业，为何一直难以打开局面？作为建设投资主力的电网企业，又为何一度叫停抽水蓄能项目的投资？核心原因在于，现有电价机制根本无法保证投资者获得合理收益，企业当然不愿意做这种亏本买卖。
但问题不仅仅出在价格机制。由于缺乏宏观统筹规划，全国各地都有“各自为政”的冲动，在制定出台相关政策时，只顾自己的一亩三分地。这种只见树木不见森林的做法，让储能产业面临严重的管理碎片化问题。
不谋全局者，不足谋一域。储能行业之所以出现“一刀切强制电源侧配建储能”“建成半年却从来没真正用过”等怪象，根源就在于行业整体发展散乱无序，缺乏科学规划和系统管理。
因此，储能产业发展不能就储能论储能，而是需要从安全效益、经济效益、社会效益等多维角度综合考量。应在提高电力系统安全可靠性的前提下，以能耗最低、投资最优、可再生能源充分消纳等为目标，统筹不同技术类型和应用需求，测算各地区合理的储能建设时序与规模，滚动规划区域电网储能容量，引导储能在发挥其应有价值的同时，获得合理收益。最终实现“多赢”的局面。
在碳达峰、碳中和目标下，在“构建以新能源为主体的新型电力系统”的要求下，能源电力行业对于大规模建设储能需求，从来没有像今天这样强烈。值此关键时刻，能源主管部门需主动作为，从全局性、系统性角度，统筹规划部署储能建设。唯有如此，储能才能真正实现可持续、高质量发展，为今后海量新能源电力的消纳保驾护航。
