独立储能电站：以独立主体身份直接与电力调度机构签订并网调度协议，不受接入位置限制，纳入电力并网运行及辅助服务管理。
独立储能在电力系统盈利模式发展脉络
输配电价模式
江苏省政策，由电网主导，建设的储能主要目的是保障电网安全，以纳入输配电价为主要盈利方式，但受到国家输配电价的监审办法影响，储能无法纳入输配电价，导致第一代盈利模式无法发展。
辅助服务和共享储能
始于青海、湖南，改进于山东，电力投资企业都可参与，储能纳入辅助服务，通过一定规则保障储能参与辅助服务的利用小时数和价格;新能源配建储能可通过租赁共享储能容量方式解决，在电价方面明确了充放电电价相抵原则，明确充放电损耗部分电价。宁夏、浙江跟进。
电力现货市场
山东省政策，保留新能源租赁，辅助服务和优先发电量计划不复存在，储能可以赚取发电侧峰谷价差获利，考虑给予储能发电侧容量电费。政策研究“无人区”，理论研究始于2020年，实践于2022年3月。（索比储能网cn.solarbe.com）
不同地区对独立储能电站的规模要求
《南方区域新型储能并网运行及辅助服务管理实施细则》明确：适用于南方区域地市级及以上电力调度机构直接调度的容量为5MW/5MWh及以上的独立电化学储能电站。
《湖北电力调频辅助服务市场交易规则(征求意见稿)对独立储能的规定为：容量0.5万千瓦及以上，持续时间1小时(5MW/5MWh)以上的独立储能电站及储能装置。》
《湖北电力调峰辅助服务市场运营规则(试行)》：参与电网调峰的独立电储能设施要求充电功率1万千瓦及以上、持续充电时间4小时及以上(10MW/40MWh)。
《青海省电力辅助服务市场运营规则》(征求意见稿)：储能电站准入条件要求充电功率在10MW及以上、持续充电时间在2小时及以上(10MW/20MWh)。
《甘肃省电力辅助服务市场运营暂行规则》要求，参与电网侧调峰的电储能设施要求充电功率在1万千瓦及以上，持续充电时间4小时以上(10MW/40MWh)。
各省市独立储能项目盈利模式
部分省份独立储能项目盈利模型已基本建立。山东、山西、甘肃等新能源装机规模大、电力现货市场建立较为完善的地区在探索独立储能盈利机制方面较为领先。
图：山东独立储能盈利模式
山东独立储能电站的商业模式较为明确，收益来源主要为容量租赁费用、电力现货市场、容量电价补偿等。
宁夏独立储能电站的盈利模式以“储能容量租赁+调峰辅助服务”收入为主。有业内人士表示，“目前，宁夏独立储能电站调峰补偿标准为0.8元/千瓦时，在全年调峰频次不少于300次的情况下，一个100兆瓦/200兆瓦时的储能电站可获得4800万元的年收入。”
山西独立储能电站参与电力辅助服务盈利模式也已确立。2月，山西能监办发布了《山西独立储能电站参与电力一次调频市场交易实施细则(试行)》，提出独立储能电站可通过市场竞价的形式为系统提供一次调频辅助服务，独立储能可根据其性能、里程获取相应收益。（索比储能网cn.solarbe.com
独立储能电站盈利方式
方式一——峰谷套利
利用峰谷电价差，电价处于波谷时充电，电价处于波峰时放电，赚取收益。
峰谷套利收益=系统容量(kWh)*充放电深度(%)*峰电价格(元/kWh)-系统容量(kWh)*充放电深度(%)*谷电价格(元/kWh)/充放电系统效率(%)
当前电网公司陆续公布各省电网代理购电价格。据北极星统计，6月有18省份峰谷电价差增大，分别为：安徽、北京、甘肃、贵州、河北、河南、湖南、吉林、江苏、辽宁、内蒙古、宁夏、青海、山东、山西、重庆、天津、海南。其中最大峰谷电价差超过0.7元的有22省市。
方式二——需量控制
两部制电价下，电费主要由基本电费和电量电费组成，其中需量电费属于基本电费的方式之一。储能系统因其在功率调节方面的灵活性，在需量控制方面有着天然的优势。根据需量控制的收益根据需量电费的计算方式不同主要分为以下两种：(1)需量申报方式。需量申报方式即用户每个月预先申报下个月的最大需量，然后再根据下个月的实际需量进行收费。即山东采用的“报量不报价”模式。
（2）需量及价格申报。即用户每个月预先申报下个月的需量及价格。山西《源网荷储一体化项目管理办法》明确，以虚拟电厂省份参与电网运行，并以“报量报价”方式参与电力现货市场。
方式三——调峰调频
（1）调峰服务。储能用户调峰服务收入即为其响应电网指令，在尖峰负荷时放电使用，在电力富余时充电使用。调峰服务的直接收益除峰谷价差外，还包括辅助服务补偿等。
（2）调频服务。储能用户调频服务收入主要来自于电网对其参与调频量进行的补偿费用，目前国内的调频示范案例均为依据调节里程补偿。其补偿计算方法如下所示：（索比储能网cn.solarbe.com）
储能电力相关交易政策汇总
参考：
山东电力工程咨询院有限公司智慧能源事业部设计总工程师裴善鹏《山东电力现货市场条件下的独立储能电站发展》
中国能源报《独立储能电站盈利模式初步确认》
