对于2019年以前建设的电网侧储能，其成本可纳入输配电价回收，因此电网公司可采取有效资产回收模式运作储能项目，但在国家发展改革委2019年5月发布《输配电定价成本监审办法》后，该模式不再适用。从收益来看，参与电网侧调峰、调频的储能项目收益主要来自于辅助服务补偿，值得注意的是，根据“谁提供、谁获利；谁受益、谁承担”原则，辅助服务补偿应当由发电侧和用户侧共同承担，但是国内电网侧辅助服务成本目前还难以传输到用户侧，在一定程度可能会限制辅助服务市场的发展。

无论是前面提到的新能源配储，还是此处的电网侧储能，单一侧建立储能电站成本高且收益渠道单一，经济性不显著，新能源场站和电网侧建设储能电站的积极性不高。国家发展改革委、国家能源局多次提出探索推广独立储能模式，发挥储能电站一站多用的共享作用。

●独立储能

独立储能以第三方资本投资为主建设，直接接入电网运行。2021年12月，国家能源局发布了《电力并网运行管理规定》和《电力辅助服务管理办法》，确认新型储能参与辅助服务的发展方向。2022年5月，国家发展改革委和国家能源局发布《关于进一步推动新型储能参与电力市场和调度运用的通知》，指出“符合相关标准规范和电力市场运营机构等有关方面要求，具有法人资格的新型储能项目，可转为独立储能，作为独立主体参与电力市场”，鼓励以配建形式存在的新型储能项目，选择转为独立储能。《通知》同时规定，独立储能电站向电网送电的，其相应充电电量不承担输配电价和政府性基金及附加，进一步提升了独立储能模式的经济性。随着储能独立市场主体地位确立，各种政策利好相继释放，电网侧储能更多以独立储能电站的形式落地。

需要关注的是，除了小部分作为输配电基础设施的储能系统外，电源侧和电网侧储能在实际应用中边界正在模糊。独立储能在推出初期，由于其接入位置并非电源侧和用户侧，并且其服务价值主要通过向电网提供辅助服务来体现，因而通常被分类为电网侧项目。随着国内可再生能源装机占比逐步增长、辅助服务市场日益成型，越来越多的储能项目开始摆脱接入位置的约束，提供多重服务，包括利用独立市场主体地位进行辅助服务市场交易，出售或租赁储能容量调节能力给发电企业、电网企业、电力用户等具有储能使用需求的主体，储能既可以与一般新能源配储项目一样满足强制配备储能的要求，还可以通过规模化建设降低成本，并通过租金收益、调峰、调频服务费等收益提升电站经济效益，具有较为明显的优势。独立储能商业模式初步形成、收益模式更为多样，是储能从规模化迈向市场化发展的重要表现。