新能源强制配储，是我国储能产业发展的底层驱动力

2017年，青海省率先出台了新能源项目配套储能的相关政策。《青海省2017年度风电开发建设方案》中明确提出其当年规划的330万千瓦风电项目，要按照建设规模的10%配套建设储电装置。

2019年，随着电网侧储能的沉寂（电储能设施未被纳入输配电价），安徽、新疆等省区也开始出台相关政策，要求可再生能源项目中必须配套一定比例的储能系统。

2020年是一个关键年份。首先，截至当年，出台可再生能源配套储能系统政策的省区多达十几个。其次，这一年也是陆上风电、光伏在全面平价之前的最后一个“补贴之年”。抢装新能源的热潮叠加配储政策，让电源侧储能快速发展。

配建储能需要与新能源场站打包运营，同时，参与电力市场的运行机制也并不完善，因此，电源侧储能大多处在“晒太阳”的情况下，即使参与电力市场，收益也无法覆盖成本。

今年3月，中电联发布的《2022年度电化学储能电站行业统计数据》显示，2022年电化学储能电站平均运行系数为0.17（日均运行小时4.15h、年运行小时1516h）、平均利用系数为0.09（日均利用小时2.27h、年利用小时829h)。

面对不得不背负的巨大沉没成本，新能源开发商显得颇为无奈：一是储能项目开发“雷声大，雨点小”，规划多，但建设进展缓慢；二是在招投标中，更倾向于低价，导致储能设备行业出现劣币驱逐良币的情况。

独立储能或共享储能的发展为新能源配储提供了新的发展路径。这是一种更集约的发展方式。给予储能电站独立的市场主体地位，盈利渠道更加多样化。

山东能源局发布的统计数据显示，截至目前，山东省独立储能规模197.6万千瓦、占70%，配建储能规模85.4万千瓦、占30%。与独立储能相比，配建储能未进入电力市场，缺乏盈利模式，无法享受电力市场红利，参与电网调峰的积极性、主动性不高。今年上半年，独立储能可基本实现每天一充一放，利用小时数达533小时，而配建储能利用小时数为192小时、仅为独立储能的1/3。

不久前，山东省发改委、国家能源局山东监管办公室、山东省能源联合印发《关于开展我省配建储能转为独立储能试点工作的通知》，以拓宽配建储能盈利渠道，鼓励其积极参与电力市场。

今年以来，各地陆续出台文件中，大多都提到，投建的新能源场站，可以租赁满足配比要求的容量。原来投建的新能源配建储能，可以转为独立共享储能。

盈利渠道拓宽，实际利用率增加，投资运营商对储能系统的要求也相应提升。此前，单纯“以价格论成败”的趋势得以扭转。储能系统厂商彼此间真正的实力开始一见高下。