独立储能指的是独立储能电站，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。

独立储能收益模式大致可分为如下四种：共享租赁、现货套利、辅助服务、容量电价。

01.共享租赁

共享储能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“谁收益、谁付费”的原则向承租方收取租金。
用户可以在服务时限内享有储能充放电权力来满足自身供能需求，无需自主建设储能电站，大幅减低原始资金投入，充分考虑储能建设的成本和合理收益。
 

对共享储能投资商而言，容量租赁费用是稳定的收入来源，国内一般在250-350元/kW/年之间，对于一座100MW的共享储能电站而言，容量租赁费用可达2500-3500万元/年。

02.现货套利

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》同时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。政策提高储能电站经济性，推动国内储能行业快速发展。

山东是第一个独立储能进入电力现货市场的省份。根据《山东省电力现货市场交易规则(试行)(2022年试行版V1.0)》，独立储能电站可以自主选择参与调频市场或者电能量市场。在电能量市场中，储能电站“报量不报价”，在满足电网安全稳定运行和新能源消纳的条件下优先出清。在调频市场，储能电站须与发电机组同台竞价。

山东电力现货市场峰谷价差大，为独立储能电站创造更大盈利空间。以四月份结算试运行工作日报数据为例，山东实时电力现货市场平均价差为932.15元/MWh，其中最高价差为1380元/MWh；最低价差为4月4日的439.93元/MWh。高价差的现象为储能创造了更大收益空间。
以最低价差的4月4日为例，最高电价出现在6、18、24时的三个时间点附近，而光伏出力高峰的9~15时之间，大约维持在-80元/MWh。这意味着四月份最低价差的4月4日，独立储能电站在光伏出力高峰（9~15时）储存电力，在17~19时之间释放电力，可以获得超300元/MWh的收益。

03.辅助服务

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。
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。
目前，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。

04.容量电价

目前只有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。