什么是电网侧储能？什么是电源侧储能？独立储能如何发展？

储能在“发、输、配、用”等多个环节都有所应用，在以上各个环节配备储能系统，就可以平滑电力波动性。

又根据受益方的不同，将新能源配储分为电源侧储能、用于调峰调频的储能为电网侧储能、用于分布式光储一体化的用户侧储能。

电源侧储能安装的目的，是为了新能源的消纳；电网侧储能则是为了在关键时刻电能为电网所调用，所以质量标准不一样，成本也相差较大。

新型独立储能作为未来的发展方向，从技术、经济、政策三个方向分析一下。

电力系统调频分为一次调频、二次调频和三次调频，而储能在电网AGC调频中，主要分为“火电＋储能”、“新能源＋储能”、新型独立储能三种调频方式。前两种联合调频的方式都是将储能系统安装在新能源电站或者火电厂内的，储能不能作为独立结算主体。对储能业主而言，存在一定的回收风险。

国内储能市场还处于行业发展的早期阶段，独立新型储能商业模式的主要来源有容量租赁、现货市场价差套利、容量电价补偿、辅助服务收益等，独立储能电站可以将储能电站的容量租赁给风电、光伏企业，风电光、电企业获得上网指标，独立储能容量租赁费。

独立储能租赁费采用市场竞价方式制定最高现价和最低的保底价，比如湖南每万kW装机，每年可收益的租赁费用420万元左右，这个收益还得看出租率，目前山东省独立储能电站，容量出租率约为20%左右，后期随着政府部门对储能电站质量监管的逐步加强，低质量的储能电站会逐步减少。

独立的储能电站容量出租率得到提升，以湖南省100MW/200MWh独立储能电站每年的容量租赁费（100%出租率），收益可达4200万元，现货市场价差套利，按照湖南省2022年9月份国网代购的电价：大工业用电（220kv的低谷电价）作为充电电价，不考虑输电电价及政府附加基金，按照发电主体的上网电价为放电电价，每度电的上下网价差就为0.30751元，考虑电站每天满充满放一次，效率值86%，每年运行时间330天，100MW/200MWh的储能电站，一年的上下网价差收益为1745万元。

容量电价补偿，比如山东省100MW/200MWh的独立储能电站，每年容量补偿收益最高可达4341万元，其他收益，还可以参与一次调频、调峰、自动发电控制AGC、无功调节、自动电压控制AVC、备用和非启动服务等，可以预见该部分还能有一定收益。

新型储能电站的商业模式也将随着政策的变化而有所不同，独立储能电站的收益具有不确定性，一座容量100MW/200MWh的独立储能电站按投资4.2亿元，30%项目资本金，8%的内部收益率计算，那么每年至少要收益6400万元，很难收回成本，需要政策支持来增加独立储能的收益，拉大电力市场峰谷电价差来提高储能在现货市场的收益，带动独立储能的发展。

储能电站未来如何发展？目前一些储能电站主要由工程师根据天气、其他能源情况、人工的预测充放电的时间，往往与实际的峰谷时序存在偏差，通过引入AI来预测充放电时间来减少这个偏差，提升储能在现货市场的盈利水平。