此前，国家能源局南方监管局发布的《南方区域电力并网运行管理实施细则》《南方区域电力辅助服务管理实施细则（征求意见稿）》中，就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。
记者了解到，自2020年11月我国首个商业化运行独立储能电站——格尔木美满闵行储能电站（32兆瓦/64兆瓦时）投运以来，独立储能电站规模迅速扩大，成为储能建设的重要部分。运营相对独立、投资主体明确的独立储能电站项目商业模式走向成熟。
根据中关村储能产业技术联盟发布的数据，截至2021年，我国已有20 多个省区布局建设独立储能电站，规划、投产、在建的独立储能电站总装机规模已超17吉瓦/34吉瓦时。其中，2021年底，山东5 座独立储能电站示范项目落地，合计装机规模为1吉瓦时；截至目前，宁夏已公布15个独立储能项目总规模达2吉瓦/4.3吉瓦时；去年10月，湖南省发改委下发《关于加快推动湖南省电化学储能发展的实施意见》，明确以发展电网侧独立储能为重点，集中规划建设一批电网侧储能电站。
面对竞争日趋激烈的独立储能电站市场，上海电气、海阳国电投储能科技、华电滕州新源热电、三峡新能源、宁德时代等央国企和龙头民企相继参与到地方独立储能站建设中。
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。“目前，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。”山东电力工程咨询研究院智慧能源事业部设计总工程师裴善鹏说。
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。记者了解到，去年12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。
“尽管当前，独立储能电站发展迅速、技术不断提高、运行成本逐渐降低，但独立储能运行还难以与电力市场的调度、交易和结算进行全面匹配，运行所获收益尚没有稳定保障，储能市场价值尚无法全面体现。”郑华表示，当下我国独立储能市场化发展仍存在商业模式单一、成本难疏导的问题。
对此，郑华建议鼓励发挥独立储能系统“共享”价值，通过电网统一调度，既可以实现储能在不同新能源场站间的共享使用，拓展储能系统不仅为多个发电企业、多个用户、整个电力系统服务，充分提升储能经济价值。
除此之外，有业内人士建议，应鼓励独立储能电站参与电能量市场+辅助市场+租赁市场等多种模式，推动独立储能同时参与中长期交易、现货、调峰、备用等多个电力市场，全面释放储能价值。
