中电联近期公开发布的《新能源配储能运行情况调研报告》，提到新能源配储能调用频次、等效利用系数、利用率低于火电厂配储能、电网储能和用户储能，新能源配储等效利用系数仅为6.1%。新能源侧配套储能利用率低并不是一个新话题，但当调研数据摆在眼前，还是让从业者唏嘘。

2022年12月，国家能源局能源节约和科技装备司副司长刘亚芳在一场行业会议的致辞中回应舆论关切。她表示高度关注新型储能设施利用率低的问题，并提出地方政府要调查分析原因，提出具体举措，分门别类，尽快化解“建而不用”的矛盾。

新能源侧配套储能利用率低的另一面是新能源利用率很高。全国新能源消纳监测预警中心发布的最新数据显示，2022年1—11月，全国风电利用率为96.7%，光伏利用率为98.2%，只有极少数省份达不到国家要求的95%的消纳比例。其中，要求风电光伏至少按装机容量的10%配置储能的安徽省，2021全年、2022年1—11月风电光伏利用率均为100%。在所有可利用的时间里新能源电量都可以上网，可想而知储能能够发挥作用的空间有多大。这样的好现象很难说是因为配置储能实现的，全额消纳通常是包括但不限于并网规模、网架结构、系统综合调节能力、调度运行安排等多种因素综合作用的结果。

各地纷纷出台新能源配储政策的动力并不是基于弃风弃光的现实，而是对于弃风弃光的预期。到2030年，中国风电、光伏发电装机容量将达到12亿千瓦，新能源渗透率正在不断提高，电力系统的消纳压力不断攀升，消纳的成本也有升高趋势。配建储能正是消纳成本提高的一种表现，“建而不用”则是付出了成本但成效不大。

从政策层面看，独立储能拥有更大的生存空间。独立储能有机会获取来自电能量市场、电力辅助服务市场、容量租赁等多重收益。尽管风电、光伏项目的成本下降可以为配置储能创造一定空间，但新能源配储长期仍缺乏增收渠道。2022年，国家发展改革委在政策中允许符合条件的新能源配套储能转为独立储能，这其中或暗含了对两种储能形式前景的判断。

在政策的影响下，2022年直接并入电网侧的独立储能发展势头迅猛。据中关村储能产业技术联盟发布的分月统计数据，从应用场景看，2022年下半年各月发布的新增新型储能项目（含规划、建设、运行）中，电网侧储能规模均大于电源侧和用户侧储能之和，且占比不断提高。从装机容量看，2022年11月新增的储能项目中有75%是电网侧储能，而这其中独立储能几乎占到100%。

如果现有政策维持不变，预计未来新能源侧配套储能在规模和数量上还会有所增长，但在新型储能项目中的比重将不断下降。如果各地取消强制按固定比例配套储能的政策，预计新能源企业将不再有动力建设。

对于已经建成的新能源侧配套储能，提升利用率的方式通常有两种，一种是电力调度机构通过优化系统运行方式使储能有更多机会充放电；另一种是探索配建储能与所属电源联合参与电力市场。不过，需要注意的是，企业对储能利用率关注的主要原因还是对项目经济性的担忧，而这两种方式对于新能源侧配套储能项目经济性的提升仍是有限的。