在新型电力系统建设中,电网侧储能与电源侧储能就像电力系统的"左膀右臂",承担着截然不同的使命。简单来说,电网侧储能相当于电力系统的"中央仓库",直接接入输配电网,负责整个系统的稳定运行；而电源侧储能更像是"工厂仓库",紧贴发电机组建设,主要服务于发电企业的灵活调节。
2023年行业调研数据显示,两类储能的技术选型呈现明显分化。电网侧项目更倾向选用循环寿命超6000次的磷酸铁锂电池,而电源侧项目中有23%开始尝试钠离子电池等新型技术——这背后是投资回报周期的考量差异。
| 指标 | 电网侧储能 | 电源侧储能 |
|---|---|---|
| 典型功率规模 | 50-200MW | 10-50MW |
| 放电时长 | 2-4小时 | 1-2小时 |
| 循环效率 | ≥88% | ≥85% |
从经济性角度看,两类储能的盈利路径大相径庭。电网侧项目主要通过容量租赁和辅助服务市场获利,而电源侧项目更多依赖发电企业的内部结算。以某省2023年投运的200MW/400MWh电网侧储能站为例,其年度收益构成中,调频服务收入占比达62%,远超电源侧项目的28%。
随着共享储能模式的兴起,传统界限正在被打破。比如三峡能源在西北某风光大基地的创新实践,将电源侧储能设施通过智能调度系统接入区域电网,实现"一储两用"——这种跨界融合模式使项目收益率提升17个百分点。
以宁德时代为代表的设备商正在构建差异化产品矩阵：电网侧主推液冷储能系统,强调全生命周期管理；电源侧则推出模块化集装箱方案,适配新能源场站的快速部署需求。这种策略使其在两类市场的市占率分别达到35%和28%。
电网侧储能与电源侧储能在系统定位、技术参数、商业模式等方面存在显著差异,但二者又在新型电力系统建设中形成互补。随着虚拟电厂、云储能等新业态的发展,储能系统的价值定位正在从单一功能向多维价值演进。
现阶段更多是补充关系。根据国网研究院数据,1MW储能可替代0.6MW调峰机组容量,但随着技术进步,替代率有望在2025年提升至0.8。
根据项目类型不同在5-8年波动。配置20%储能的典型光伏电站,IRR可提升2-3个百分点。
电网侧因规模效应,单位运维成本低至0.03元/Wh,电源侧则在0.05-0.08元/Wh区间。