三、独立电池储能电站解决方案与现有的整合型储能系统相比，具有以下优点：
（1）可实现较多的功能
独立型储能电站可由电网直接调度，类似于小型抽水蓄能电站，为电网提供调峰、调频、备用、跟踪计划发电、平滑风电出力等多种服务。
（2）储能计量及价值核算相对简单
储能电站独立运营，相对整合型储能系统，其调节电量容易统计，服务的种类及计量也相对容易，因此会一定程度上简化储能电站的运营难度。
（3）投资主体清晰，评估容易
独立储能电站与发电设备彻底分开，在投资界面上，主体清晰明确，在进行投资评估时，投资评估的难度也会相应降低。
（4）国家储能补贴政策出台更具针对性
由于与发电设备分开，更容易明晰储能本身的价值，确定补贴的方式与额度。另外，在排除发电设备的投资成本后，独立储能电站的投资体量也会大大下降，从而补贴的总体量也会相应下降。
四、促进独立电池储能电站发展的建议
为促进独立电池储能电站的发展，政府及电网企业应从以下几方面进行布局：
（1）明确独立储能电站的补贴或计费方式
对于独立储能电站补贴及结算的方式，应避免只考虑一次性建设补贴，能促进电站持久运营的电价、补贴机制的制定可促进储能电站在电网中长久发挥作用，可以考虑以下两种形式：
（2）采用类似于抽水蓄能的结算方式，设置价格机制
如采用容量电价的形式，假设容量电价为600元/（kW*年），则计算表明，一个120MW/240MWh储能系统，在额外提供30%的建设费用（电站总投资约7.2亿元，30%建设补贴约2.16亿元）的情况下，预计投资回收年限为7年左右，对于投资者来说，将具有一定的吸引力。
（3）纳入电力系统辅助服务范畴，制定相关政策，促进储能电站参与辅助服务
对于储能系统来说，可以参与辅助服务市场，显然可以促使储能形成一定的商业模式，尽管《关于促进电储能参与“三北”地区电力辅助服务补偿（市场）机制试点工作的通知》已经允许储能参与电力辅助服务，但相关的结算机制并未确定。假设可以按照现行的模式进行结算，简要计算表明，在一些地区已经具备盈利空间，未来应根据储能的特点，制定适应的规则，促进储能的应用。
（4）制定更严格的风电、光伏准入规则，促进储能应用
例如对风电、光伏的电能质量制定严格的标准，促进储能应用。目前的标准较为宽松，风电站、光伏电站在提高风电、光伏发电质量的问题上，动力不足。
（5）地方政府布局储能产业，助推当地产业转型升级
在前期电网建设运营示范项目，积累相关调度管理经验后，储能电站的建设应该从电网释放，储能建设的投资方应向独立于电网的第三方转移，而电网将主要承担为储能设施接入电网提供服务、计量与结算、协助建立辅助服务市场等责任。
