独立储能是指利用除抽水蓄能外的物理储能、电化学储能、电磁储能、相变储能等技术，具备独立计量、控制等技术条件，接入调度自动化系统可被电网监控和调度，符合相关国家标准规范和市场运营要求，具有法人资格的新型储能项目。
独立储能，即独立储能电站，区别于新能源配储或者火电厂联合设立的储能形式，其独立性体现在可以以独立主体身份直接与电力调度机构签订并网调度协议，不受位置限制。独立储能可以是包括锂离子电池储能、空气压缩储能、飞轮储能、液流储能等在内的多种形式。
据国家发改委《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(发改办运行〔2022〕475号)》中提到，具备独立计量、控制等技术条件，接入调度自动化系统可被电网监控和调度，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，通过技术改造满足同等技术条件和安全标准时，可选择转为独立储能项目。按照《国家发展改革委、国家能源局关于推进电力源网荷储一体化和多能互补发展的指导意见》（发改能源规〔2021〕280号）有关要求，涉及风光水火储多能互补一体化项目的储能，原则上暂不转为独立储能。
新能源配储和独立储能模式存在较为明显的区别：
一方面，并网主体不同。新能源配储项目依托于新能源场站存在，并网主体仍为新能源发电项目；独立储能则作为独立主体并网、接受电网调用，部分地区规定其应当具有独立法人主体身份。
另一方面，收益模式不同。新能源配储不能独立参与电力市场，收益来源有限，主要用于为风光电站获得并网资格， 以及减少弃风弃光、减少发电偏差考核等，储能利用率不足成为一大难题；独立储能则除了出租容量外，还可以参与电力市场，通过辅助服务和峰谷套利方式获利。现存新能源配储项目存在一定局限性：利用率不足，调用模式和收益模式仍有望完善。
2、独立储能VS共享储能
与独立储能字面意思相对的是共享储能。
共享储能电站示意图
共享储能则是由第三方投资建设的集中式大型独立储能电站，除了满足自身电站需求外，也为其他新能源电站提供服务，新能源项目投资方可以通过租赁独立储能的部分容量来满足政策强配要求，每年付独立储能一定的租赁费。
对于新能源项目投资方来说，共享储能容量租赁费用每年支付，减少了初始投资巨大的现金流压力；对于共享储能投资方来说，储能电站的收益模式更多，投资回报率更高。因此租赁共享储能的模式成为新能源项目满足政策强配要求的趋势。
独立储能和共享储能是储能技术在电力市场中应用的不同模式，它们都能为市场提供调频辅助服务，帮助电网实现稳定运行。
共享储能可以看作是独立储能的一种商业模式，共享储能的优势在于能促进新能源消纳和提高储能项目收益率，为多个新能源电站同时提供储能服务，其服务对象打破了传统的一对一对应关系，转向了一对多的用户服务模式。
可以简单粗暴的这样理解，独立储能的说法是对应于电力交易市场而言，共享储能是对应于服务多用户角度而言，二者作用的维度不同。
3、独立储能的收益模式
独立储能电站的收益模式大致可分为如下四种：容量租赁、峰谷套利、辅助服务、容量电价，其中容量租赁拓展了独立储能电站的收益来源。这四种收益方式提升了独立储能电站项目的经济可行性。
容量租赁是由第三方或厂商负责投资、运维，并作为出租方将储能系统的功率和容量以商品形式租赁给目标用户的一种商业运营模式，秉承“谁受益、谁付费”的原则向承租方收取租金。
这一业务是独立储能电站项目主要收益来源，使项目具备了经济可行性。
向新能源发电项目提供容量租赁服务，满足新能源发电配储需求，政府出台容量租赁指导价格，最后成交价格由新能源发电场和储能方协商确定。
现在多数省份的容量租赁费为250-350元/kW年，100MW共享储能电站的容量租赁费可高达2500-3500万元/年。
来源：中信建投
峰谷套利（电力现货交易）是储能电站提升经济性的关键。在具备电力现货市场交易的地区，独立储能电站可参与电力现货市场交易，利用电力现货市场的峰谷高价差，创造了更大收益空间。目前山东、山西、甘肃三个省已进行现货交易试点。
国家发改委、能源局《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》明确指出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，约减少储能电站度电成本0.1-0.2元/kWh。
政策提高了储能电站经济性，推动国内储能行业快速发展。
1.政策支持
2021年8月，国家能源局正式印发新版《并网主体并网运行管理规定》和《电力系统辅助服务管理办法》(简称新版“两个细则”)，正式承认了新型储能(包括电化学、压缩空气、飞轮、液流等)拥有独立的并网主体地位，需要遵守安全稳定运行相关规定的同时，也能参与辅助服务市场获取收益。
2022年6月，国家能源局南方监管局印发南方区域新版《两个细则》，将独立储能电站作为新主体纳入南方区域“两个细则”管理，进一步提升独立储能补偿标准，完善独立储能盈利机制，提高了独立储能电站准入门槛。
2.辅助服务形式
传统储能电站的收益来源，目前仍为储能收益的主要构成之一。储能电站接受电网的调度，为电网提供有偿辅助服务（调峰、调频），以获取相应收益。
图：储能参与电网调峰的应用图
新型储能常见的辅助服务形式主要有调峰、调频(包括一次调频、二次调频)两类，具体收益额度各省不同，但调峰多为按调峰电量给予充电补偿，价格从0.15元/kWh(山东)到0.8元/kWh(宁夏)不等。而调频多为按调频里程基于补偿，根据机组(PCS)响应AGC调频指令的多少，补偿0.1-15元/MW的调频补偿。
容量补偿是管理机构为储能项目提供的补贴，作为项目收益的“保底”手段。山东启动现货市场试运行后，参照火电标准给予电化学储能容量电价。储能与备用火电在系统中的作用类似，利用小时有很大的不确定性，仅靠电量电价难以维持经济性，因此需要容量电价予以“兜底”。
但与抽蓄、火电不同的是，电化学电站建设便捷，调节性能优异，国家政策方向是将电化学储能尽可能推向电力市场去获利，容量电价仅为电化学储能收益“保底”手段。
随着电力现货市场试点的逐步铺开和更多独立储能项目投运，现有以容量租赁为主的盈利模式将逐步改变，预计“现货市场+辅助服务+容量补偿”的收入模式将成为能够稳定持续的模式。
就独立储能自身而言，主要的方向仍然在于进一步降低储能成本，提升安全性能，充分发挥独立储能相较新能源配储和用户侧配储，调度性强、规模效应明显的性能优势，以获得更高的收益。
举例：
独立储能盈利性分析
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