这一轮的系统价格上涨，多数归因于原材料价格大幅攀升。其中，碳酸锂价格由2020年1月的5万元/吨一路上涨到50万元/吨（2022年4月），5月略有下调到46.8万元/吨，两年半时间，涨幅近10倍。磷酸铁锂电池核心部件约40%成本在正极材料，因而原材料的价格是影响电池乃至储能产业链成本控制的核心因素。虽然中国锂资源相关企业都有较高的锂盐产能规划，但受到上游锂矿的生产周期制约，锂盐扩产到产能释放需要1-2年时间，因而可以预计到2023年前，正极材料的价格依旧维持在高位。
据行业人士透露，目前能够满足储能系统安全运行要求的磷酸铁锂电池的成本约0.8-0.9元/wh，储能系统成本约在1.5元/wh。但从市场中标价来看，部分项目中标价低于或者接近于成本价。从新能源行业整体来看，光伏、风电低价中标越来越成为行业普遍现象。据某风电企业测算，按照10%，2小时配比，储能EPC定价2元/wh测算，安装储能系统会降低项目整体IRR 1.16%，如果按照储能EPC定价1.5元/wh测算，安装储能系统会降低项目整体IRR 0.91%。在目前的市场环境下，业主的确更倾向于选择最低价而不是最优质。
今年以来陆续出台的各省十四五能源规划，公布了各省的储能规模，近期两项重磅政策《“十四五”新型储能发展实施方案》和《关于进一步推动新型储能参与电力时长和调度运行的通知》也提振了整个行业信心。但热潮过后，我们还是需要清醒地意识到，在原材料中期缺乏大幅下降空间的前提下，达成《实施方案》要求的电化学储能系统成本降低30%需要产业链同仁一起努力推进。
储能作为推动构建以新能源为主体的新型电力系统的重要组成部分，我们认为，构建满足高安全、长寿命、低成本的新型储能系统定价体系，储能系统的定价应该充分反映能源的市场价格。
首先，进一步深化电力市场改革，提升电力系统灵活运行能力，加速电力系统转型。其次，完善辅助服务市场建设，电力辅助服务的补偿定价机制向“谁提供、谁获利、谁收益、谁承担”发展。电力市场辅助服务定价是对保证电能安全、优质输送而提供的额外服务的定价，也是储能项目的主要收益之一。再次，推动独立储能参与电力现货市场，并研究独立储能的容量电价机制。参照国外成熟储能市场经验，储能的盈利模式应从单一的电网调峰服务扩大至赚取节点电价峰谷价差、获取容量电费、新能源增发电量收益分享等，在电力现货市场、辅助服务市场和容量租赁市场均可获得收益。最后，远期考虑将储能纳入碳交易市场，通过出售碳配额等方式，进一步获取收益，以充分体现储能在碳减排领域的服务价值。
预期未来会有更多的利好政策出台，但各地电力发展现状、资源禀赋、经济情况有较大的差异，独立储能进入现货市场交易也刚刚初试成功，储能市场的盈利空间彻底打开尚需时间，全行业应尊重新能源快速发展的事实和规律，以提升技术为导向，以推动电力体制改革为基础，还原能源的商品属性，让能源市场价格充分体现储能系统价格。
