獨立儲能是指利用除抽水蓄能外的物理儲能、電化學儲能、電磁儲能、相變儲能等技術，具備獨立計量、控制等技術條件，接入調度自動化系統可被電網監控和調度，符合相關國家標準規范和市場運營要求，具有法人資格的新型儲能項目。
獨立儲能，即獨立儲能電站，區別于新能源配儲或者火電廠聯合設立的儲能形式，其獨立性體現在可以以獨立主體身份直接與電力調度機構簽訂并網調度協議，不受位置限制。獨立儲能可以是包括鋰離子電池儲能、空氣壓縮儲能、飛輪儲能、液流儲能等在內的多種形式。
據國家發改委《關于進一步推動新型儲能參與電力市場和調度運用的通知(發改辦運行〔2022〕475號)》中提到，具備獨立計量、控制等技術條件，接入調度自動化系統可被電網監控和調度，符合相關標準規范和電力市場運營機構等有關方面要求，具有法人資格的新型儲能項目，可轉為獨立儲能，作為獨立主體參與電力市場。鼓勵以配建形式存在的新型儲能項目，通過技術改造滿足同等技術條件和安全標準時，可選擇轉為獨立儲能項目。按照《國家發展改革委、國家能源局關于推進電力源網荷儲一體化和多能互補發展的指導意見》（發改能源規〔2021〕280號）有關要求，涉及風光水火儲多能互補一體化項目的儲能，原則上暫不轉為獨立儲能。
新能源配儲和獨立儲能模式存在較為明顯的區別：
一方面，并網主體不同。新能源配儲項目依托于新能源場站存在，并網主體仍為新能源發電項目；獨立儲能則作為獨立主體并網、接受電網調用，部分地區規定其應當具有獨立法人主體身份。
另一方面，收益模式不同。新能源配儲不能獨立參與電力市場，收益來源有限，主要用于為風光電站獲得并網資格， 以及減少棄風棄光、減少發電偏差考核等，儲能利用率不足成為一大難題；獨立儲能則除了出租容量外，還可以參與電力市場，通過輔助服務和峰谷套利方式獲利。現存新能源配儲項目存在一定局限性：利用率不足，調用模式和收益模式仍有望完善。
2、獨立儲能VS共享儲能
與獨立儲能字面意思相對的是共享儲能。
共享儲能電站示意圖
共享儲能則是由第三方投資建設的集中式大型獨立儲能電站，除了滿足自身電站需求外，也為其他新能源電站提供服務，新能源項目投資方可以通過租賃獨立儲能的部分容量來滿足政策強配要求，每年付獨立儲能一定的租賃費。
對于新能源項目投資方來說，共享儲能容量租賃費用每年支付，減少了初始投資巨大的現金流壓力；對于共享儲能投資方來說，儲能電站的收益模式更多，投資回報率更高。因此租賃共享儲能的模式成為新能源項目滿足政策強配要求的趨勢。
獨立儲能和共享儲能是儲能技術在電力市場中應用的不同模式，它們都能為市場提供調頻輔助服務，幫助電網實現穩定運行。
共享儲能可以看作是獨立儲能的一種商業模式，共享儲能的優勢在于能促進新能源消納和提高儲能項目收益率，為多個新能源電站同時提供儲能服務，其服務對象打破了傳統的一對一對應關系，轉向了一對多的用戶服務模式。
可以簡單粗暴的這樣理解，獨立儲能的說法是對應于電力交易市場而言，共享儲能是對應于服務多用戶角度而言，二者作用的維度不同。
3、獨立儲能的收益模式
獨立儲能電站的收益模式大致可分為如下四種：容量租賃、峰谷套利、輔助服務、容量電價，其中容量租賃拓展了獨立儲能電站的收益來源。這四種收益方式提升了獨立儲能電站項目的經濟可行性。
容量租賃是由第三方或廠商負責投資、運維，并作為出租方將儲能系統的功率和容量以商品形式租賃給目標用戶的一種商業運營模式，秉承“誰受益、誰付費”的原則向承租方收取租金。
這一業務是獨立儲能電站項目主要收益來源，使項目具備了經濟可行性。
向新能源發電項目提供容量租賃服務，滿足新能源發電配儲需求，政府出臺容量租賃指導價格，最后成交價格由新能源發電場和儲能方協商確定。
現在多數省份的容量租賃費為250-350元/kW年，100MW共享儲能電站的容量租賃費可高達2500-3500萬元/年。
來源：中信建投
峰谷套利（電力現貨交易）是儲能電站提升經濟性的關鍵。在具備電力現貨市場交易的地區，獨立儲能電站可參與電力現貨市場交易，利用電力現貨市場的峰谷高價差，創造了更大收益空間。目前山東、山西、甘肅三個省已進行現貨交易試點。
國家發改委、能源局《關于進一步推動新型儲能參與電力市場和調度運用的通知》明確指出獨立儲能電站向電網送電的，其相應充電電量不承擔輸配電價和政 府性基金及附加，約減少儲能電站度電成本0.1-0.2元/kWh。
政策提高了儲能電站經濟性，推動國內儲能行業快速發展。
1.政策支持
2021年8月，國家能源局正式印發新版《并網主體并網運行管理規定》和《電力系統輔助服務管理辦法》(簡稱新版“兩個細則”)，正式承認了新型儲能(包括電化學、壓縮空氣、飛輪、液流等)擁有獨立的并網主體地位，需要遵守安全穩定運行相關規定的同時，也能參與輔助服務市場獲取收益。
2022年6月，國家能源局南方監管局印發南方區域新版《兩個細則》，將獨立儲能電站作為新主體納入南方區域“兩個細則”管理，進一步提升獨立儲能補償標準，完善獨立儲能盈利機制，提高了獨立儲能電站準入門檻。
2.輔助服務形式
傳統儲能電站的收益來源，目前仍為儲能收益的主要構成之一。儲能電站接受電網的調度，為電網提供有償輔助服務（調峰、調頻），以獲取相應收益。
圖：儲能參與電網調峰的應用圖
新型儲能常見的輔助服務形式主要有調峰、調頻(包括一次調頻、二次調頻)兩類，具體收益額度各省不同，但調峰多為按調峰電量給予充電補償，價格從0.15元/kWh(山東)到0.8元/kWh(寧夏)不等。而調頻多為按調頻里程基于補償，根據機組(PCS)響應AGC調頻指令的多少，補償0.1-15元/MW的調頻補償。
容量補償是管理機構為儲能項目提供的補貼，作為項目收益的“保底”手段。山東啟動現貨市場試運行后，參照火電標準給予電化學儲能容量電價。儲能與備用火電在系統中的作用類似，利用小時有很大的不確定性，僅靠電量電價難以維持經濟性，因此需要容量電價予以“兜底”。
但與抽蓄、火電不同的是，電化學電站建設便捷，調節性能優異，國家政策方向是將電化學儲能盡可能推向電力市場去獲利，容量電價僅為電化學儲能收益“保底”手段。
隨著電力現貨市場試點的逐步鋪開和更多獨立儲能項目投運，現有以容量租賃為主的盈利模式將逐步改變，預計“現貨市場+輔助服務+容量補償”的收入模式將成為能夠穩定持續的模式。
就獨立儲能自身而言，主要的方向仍然在于進一步降低儲能成本，提升安全性能，充分發揮獨立儲能相較新能源配儲和用戶側配儲，調度性強、規模效應明顯的性能優勢，以獲得更高的收益。
舉例：
獨立儲能盈利性分析
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