電源側(cè)儲能安裝的目的，是為了新能源的消納；電網(wǎng)側(cè)儲能則是為了關鍵時刻，電能為電網(wǎng)所調(diào)用，所以質(zhì)量標準不一樣，成本也相差較大。

電網(wǎng)側(cè)儲能如果每年滿充滿放300次，那么獨立電化學儲能電池正常壽命可達到6000次（滿充滿放），也就是20年，我們一般隨著每年的電池衰減，進行超配增補，以滿足電網(wǎng)的調(diào)用要求。

新型獨立儲能是未來的發(fā)展方向，從技術、經(jīng)濟、政策三個方向分析一下。

電力系統(tǒng)調(diào)頻分為一次調(diào)頻、二次調(diào)頻和三次調(diào)頻，而儲能在電網(wǎng)AGC調(diào)頻中，主要分為“火電＋儲能”、“新能源＋儲能”、新型獨立儲能三種調(diào)頻方式。

前兩種聯(lián)合調(diào)頻的方式都是將儲能系統(tǒng)安裝在新能源電站或者火電廠內(nèi)的，儲能不能作為獨立結(jié)算主體。對儲能業(yè)主而言，存在一定的回收風險。

電網(wǎng)側(cè)新型獨立儲能，從發(fā)展歷程來看。2018年為電網(wǎng)側(cè)儲能爆發(fā)的元年；2019年國家發(fā)改委文件規(guī)定，儲能無法通過輸配電回收成本，影響了儲能的積極性；2020年，能源局的回復還是建議經(jīng)營成本納入輸配電服務費，有一定的合理性；2021年7月份，國家發(fā)改委提及了電網(wǎng)側(cè)獨立儲能電站容量電價機制，以誰利用誰獲利、誰受益誰承擔的原則，建立了輔助服務的補償分擔機制。

比如青海的共享儲能方式，突破了傳統(tǒng)的儲能電站整體運營理念，以單個PCS為共享儲能服務單元解決了棄風棄光電量計算，線損電量計算等難題。

但是中國的新型儲能，大家的投資還是比較謹慎，因為還處于行業(yè)發(fā)展的早期階段，獨立新型儲能商業(yè)模式的主要來源有容量租賃、現(xiàn)貨市場價差套利、容量電價補償、輔助服務收益等，獨立儲能電站可以將儲能電站的容量租賃給風電、光伏企業(yè)，風電光、電企業(yè)獲得上網(wǎng)指標，獨立儲能容量租賃費。

獨立儲能租賃費采用市場競價方式制定最高現(xiàn)價和低的價格，比如湖南每萬kW裝機，每年可收益的租賃費用420萬元左右，這個收益還得看出租率，目前山東省獨立儲能電站，容量出租率約為20%左右，后期隨著政府部門對儲能電站質(zhì)量監(jiān)管的逐步加強，低質(zhì)量的儲能電站會逐步減少。

獨立的儲能電站容量出租率得到提升，以湖南省100MW/200MWh獨立儲能電站每年的容量租賃費（100%出租率），收益可達4200萬元，現(xiàn)貨市場價差套利，按照湖南省2022年9月份國網(wǎng)代購的電價：大工業(yè)用電（220kv的低谷電價）作為充電電價，不考慮輸電電價及政府附加基金，按照發(fā)電主體的上網(wǎng)電價為放電電價，每度電的上下網(wǎng)價差就為0.30751元，考慮電站每天滿充滿放一次，效率值86%，每年運行時間330天，100MW/200MWh的儲能電站，一年的上下網(wǎng)價差收益為1745萬元。

容量電價補償，比如山東省100MW/200MWh的獨立儲能電站，每年容量補償收益最高可達4341萬元，其他收益，還可以參與一次調(diào)頻、調(diào)峰、自動發(fā)電控制AGC、無功調(diào)節(jié)、自動電壓控制AVC、備用和黑啟動服務等，可以預見該部分還能有一定收益。

新型儲能電站的商業(yè)模式也將隨著政策的變化而有所不同，獨立儲能電站的收益具有不確定性，一座容量100MW/200MWh的獨立儲能電站按投資4.2億元，30%項目資本金，8%的內(nèi)部收益率計算，那么每年至少要收益6400萬元，很難收回成本，需要政策支持來增加獨立儲能的收益，拉大電力市場峰谷電價差來提高儲能在現(xiàn)貨市場的收益，帶動獨立儲能的發(fā)展。

儲能電站未來如何發(fā)展？目前一些儲能電站主要由工程師根據(jù)天氣、其他能源情況、人工的預測充放電的時間，往往與實際的峰谷時序存在偏差，通過引入AI來預測充放電時間來減少這個偏差，提升儲能在現(xiàn)貨市場的盈利水平。