2022年以來，國家層面至少出臺29份政策文件涉及儲能。截至目前，貴州、廣東、河南、山西等超過23個省份跟進落實，進一步明確了“十四五”期間新型儲能裝機規模。
6月12日，河南省人民政府辦公廳正式發布《關于加快新型儲能發展的實施意見》，又為儲能發展再助一把力。
河南新能源配儲要求更進一步，幾乎達到了“不投運儲能，不上網”的狀態。
2021年及以后河南在風光開發方案中的新能源項目，要嚴格按照開發方案中承諾的儲能配比配置儲能設施，儲能設施投運時間應不晚于新能源項目投運時間；如未投運，電網不得調度和收購其電力電量。
河南鼓勵已并網的存量新能源項目按照不低于裝機功率的 10%、時長不少于2小時的要求配置新型儲能設施，項目企業后續開發新能源項目時，其存量項目配置的儲能容量可與新建項目配套的儲能容量疊加參與競爭排名。
此外，河南裝機目標大幅提高。
河南提出，到2025年，全省新型儲能規模達到500萬千瓦以上，力爭達到600萬千瓦。其中：新能源項目配儲能規模達到470萬千瓦以上，用戶側儲能規模達到30萬千瓦以上。此前，《征求意見稿》提出的目標是，“到2025年，力爭我省新能源配套的新型儲能裝機規模達400萬千瓦以上"。正式文件不但大幅提高了儲能裝機目標，還明確了用戶側儲能發展目標。
基于儲能的獎勵補貼逐步加大。
河南對于新能源項目配建非獨立儲能和用戶側的非獨立儲能規模在 1000 千瓦時以上的儲能項目，省財政在下一年度給予一次性獎勵，2023年、2024年、2025年獎勵標準分別為140 元/千瓦時、120元/千瓦時、100 元/千瓦時。
業內普遍認為，推動新型儲能發展尤其是建設獨立儲能電站的痛點在于項目收益模式不明確，而此次河南《實施意見》進行了“破題”。其中明確獨立儲能電站以低于市場價的電價購入電量，輸出電價則按照高于市場價，具體為當月煤電市場化交易均價的1.64倍執行，投資主體可在電價的“一低一高”間充分受益。
一家儲能企業負責人算了一筆賬，“按照《實施意見》相關政策測算，投資建設一個100MW/200MWh的大型磷酸鐵鋰獨立儲能電站，收益率超過10%，回報非常可觀。”
當前，儲能產業成為新一輪產業競賽的關鍵，全國已有二十多個省市區出臺了要求新能源配置儲能的政策。河南的快人一步是儲能產業“狂飆”的“縮影”。
近日，山西源網荷儲一體化試點項目清單公布，項目總體儲能規模為153.5MW/614MWh，新能源裝機規模為899.6MW，負荷規模為947MW。配儲比例達到17%，所有項目的配儲時長均為4小時。
出臺產業政策成為各地爭搶儲能產業的“基本盤”。無論是行業俗稱的“新能源配儲”還是對儲能電價進行補貼，政策從需求和成本兩端發力為儲能打開空間。
目前，全國已有20多個省區出臺了要求新能源配置儲能的政策，明確建設獨立共享儲能可以獲得新能源企業支付的容量租賃費，這是目前許多大型儲能電站重要的保底收入。
同時，廣東、北京、天津、河北在內的全國19省（市）也出臺了具體的儲能補貼政策。例如，《常州市推進新能源之都建設政策措施》明確，對裝機容量1兆瓦及以上的新型儲能電站，自并網投運次月起按放電量給予投資主體不超過0.3元/千瓦時獎勵，連續獎勵不超過2年。
政策不斷完善，正進一步促進儲能“井噴式”發展的趨勢，也有望進一步完善儲能的商業模式。
