新型储能近期四大热点：

①发电侧风光大基地配储：大基地一期装机超过50%通过存量特高压外送，对新型储能需求小；二期大量项目位于电网末端的沙荒戈地区，难以建设煤电机组，或需要配置GW级储能。

②独立储能电站：商业模式清晰，未来电网侧独立储能电站很可能成为储能发展的主导方式。或参考抽水蓄能的两部制电价，但只将部分成本（可能40%左右）通过容量电费回收，其余通过参与电力市场回收。

③户用光伏配储：整县推进和户用光伏增速降低主因配电变压器容量和电网调峰能力有限。未来整县光伏建设需要大量分布式储能配套。

④储能安全性问题：目前已有电化学储能接入电网的国标，国网也在制定更严格的新标准，将对整个储能设备选型与储能设备本体制造提出更高要求。

共享储能展望：共享储能更多在发电侧，与接入电网的独立储能有区别。

优势：

①技术要求相对独立储能低：独立储能电站需要单独计量+接受电网调度，而共享储能无需直接接入电网，技术标准更低；

②降低新能源电站的平均配储比例，提高配储经济性：每个新能源电站单独配储经济性差，共享储能在汇集变电站处，可以先实现下辖各新能源电站发电曲线之间的时空互补，然后再利用共享储能进行调节，提升配储经济性。

劣势：价格机制缺乏将成为障碍。国家明确发电侧配储只鼓励参与电力市场交易或通过与发电站捆绑提高运行效率来弥补储能建设成本，共享储能目前没有价格机制，未来也不大可能出台。

独立储能电站展望：

①容量电价政策或将在下半年出台，虽然只能覆盖部分成本，但是已能够较大降低投资风险。

②可能的投资主体：五大六小等能源央企（南网会参与，国网可能不会主动参与），或有大型储能电站运行经验的企业。

原标题：新型储能应用关注的焦点难点