从表面看，能量型储能系统的价值与其接入能量系统的位置没有直接关系，实际上，性能相同、容量相当的储能系统，接入用户侧与接入发电侧区别明显。
假设我们设计一个1兆瓦时的电池储能系统用于缓解风力发电或光伏发电的弃风弃光问题，即可以将该电池储能系统就近接入发电侧，也可以布置在用户侧。
接入发电侧，储能系统的工作逻辑应该是在其接入电力系统用电需求不足时，将发电系统所发电能就近进行发电侧储存，待用电需求旺盛时，将所储电能通过电力输送通道送给用户使用，这个储存的1兆瓦时电能将是在电力输送通道繁忙时输送给用户的，既是“被堵”，也是给电能输送通道“添堵”。
接入用电侧，储能系统的工作逻辑应该是在其接入电力系统用电需求不足时，将发电系统所发电能通过电力系统输送至用户侧进行储存，待用电需求旺盛时，将所储电能就近供给用户，这个储存的1兆瓦时电能是在电力输送通道空闲时进行输送的，既可优雅地“输送”，也不给电能输送通道“添堵”。
高速公路的拥堵会造成通行效率下降，增加交通事故风险。电力输送通道的拥堵虽不肉眼可见，但同样会造成热损失和诱发稳定风险。所以，从电力系统安全稳定高效运行的角度看，将能量型电池储能系统配置在用电侧(负荷中心)要优于其它环节。
储能系统的真正价值不仅是充放能量本身的那点价值，更应体现在其逆调节作用对其接入能量系统的整体的安全稳定和效率的综合提升。因此，电力储能项目的价值应该放在整个电力系统的角度来评价，其接入点应该统筹考虑，优先考虑从用电侧接入。鼓励和支持发电企业在用电侧建立储能系统，并根据其建设的储能容量增加其发电机组的上网电量，值得探讨。
如果发电企业与大型用(售)电企业在用电侧联合建设运营储能系统，不仅可以解决储能项目接入点问题，还可以方便地解决规模储能项目落地问题，同时可以兼顾解决用电企业削减容量、做好谷储峰用和应急事故备用电源问题，当然也可以借助直供电政策缓解发电企业上网电量的问题。
梳理现有产业政策，不难发现，用电企业尤其是大型用电企业完全可以通过储能项目兼顾实现需量削减、谷储峰用和应急事故备用等多重收益。
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