（三）替代型储能发展情况分析

我国配电系统覆盖面广泛，尤其在偏远地区，配电网的负荷密度较低，供电半径较长，这导致位于配电系统末端的用户常常遭遇电压偏低的问题。因此在这些特定的场景下，与新建、扩容电网输配电设施相比，建设替代型储能可以更加便捷、经济地延缓或替代电网升级改造，替代性发挥输变电设施功能。例如，在西藏、新疆等偏远地区的电网末端，由于地理位置偏远、电力输送受限等因素，存在供电不足的问题。传统的电网扩容改造成本较高且时间较长，建设电网替代型储能，可以替代电网的输配电设施，经济灵活地增强电网薄弱区域供电保障能力。

结合上述对于替代型储能发展政策的分析，可以看出电网替代型储能的发展仍处于前期的探索阶段，但随着储能技术的逐步成熟，电网替代型储能需求也逐步显现。

三、电网侧储能发展趋势分析

随着新型电力系统建设的逐步加快，受极端天气以及新能源装机比例逐渐增高的影响，考虑电网安全稳定运行的实际需要，电网侧储能由于其电网互动友好性以及相对清晰的商业模式，在政策和市场中得到了较高的关注，发展前景较为广阔。

在独立储能方面，该模式由于其较为丰富的盈利模式以及较为良好的经济性，目前已经得到了较多地区的关注。但对于独立储能的发展，其涉及的共享租赁、参与电力现货市场、提供辅助服务等获利模式仍存在部分实际问题。一是共享储能全面落地尚需时间。共享储能通过模式创新，为储能降本增收提供了思路，但目前各地项目规划较多，实际投运较少，实际租赁情况、辅助服务调用情况等需要进一步明确保障机制，获得稳定收入存在风险。二是储能参与电力现货市场还处于初步探索阶段。目前只有山东的12个电站开展了相关实践，其规模化发展还依赖各地市场机制的完善及相关技术的进步。三是辅助服务收益无法达到预期值。目前电力辅助服务费在发电电源间实行零和博弈，成本难以有效疏导至电力用户，同时调峰等辅助服务补偿价格普遍不高，独立储能收益难以保障。

在电网替代型储能方面，目前电网替代型储能的发展仍处于前期探索阶段，目前还存在着包括政策中对电网替代型储能界定不明、储能成本纳入输配电成本缺乏核定标准等问题。以上这些因素在一定范围内影响了电网侧储能的实际应用和企业投资的积极性。

然而，受到新能源的快速发展、电力系统的灵活性要求以及能源结构的转型等因素的影响，伴随着储能技术的不断进步和市场的成熟，对独立储能和电网替代型储能的应用需求正逐步凸显，一些实际的问题也正在通过政策等手段逐步解决。未来，考虑到电源负荷及电网情况，电网侧适合建设储能的地址相对有限，独立储能和电网替代型储能在面临较为广阔的发展前景的同时，伴随着有关政策的落地也将面临激烈的竞争。