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電源側儲能
電網側儲能如果每年滿充滿放300次，那么獨立電化學儲能電池
新型獨立儲能是未來的發展方向，從技術、經濟、政策三個方向分析一下。
電力系統調頻分為一次調頻、二次調頻和三次調頻，而儲能在電網AGC調頻中，主要分為“火電＋儲能"、“新能源＋儲能"、新型獨立儲能三種調頻方式。
前兩種聯合調頻的方式都是將儲能系統安裝在新能源電站或者火電廠內的，儲能不能作為獨立結算主體。對儲能業主而言，存在一定的回收風險。
電網側新型獨立儲能，從發展歷程來看。2018年為電網側儲能爆發的元年；2019年國家發改委文件規定，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，國家發改委提及了電網側獨立儲能電站容量電價機制
比如青海的共享儲能
但是中國的新型儲能，大家的投資還是比較謹慎，因為還處于行業發展的早期階段，獨立新型儲能商業模式的主要來源有容量租賃、現貨市場價差套利、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，風電光、電企業獲得上網指標，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量監管的逐步加強，低質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，現貨市場價差套利，按照湖南省2022年9月份國網代購的電價：大工業用電（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，按照發電主體的上網電價為放電電價，每度電的上下網價差就為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，還可以參與一次調頻、調峰、自動發電控制AGC、無功調節、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貨市場的收益，帶動獨立儲能的發展。
儲能電站未來如何發展？目前一些儲能電站主要由工程師根據天氣、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，提升儲能在現貨市場的盈利水平。
