从应用场景层面，电网侧的独立储能项目累计装机规模最大，为1120MW，占已投运独立储能装机量的86.49%；其余为电源侧，装机量为175MW，规模占比13.51%。
从技术分布层面，锂离子电池占据了绝对比重，特别是电源侧项目百分之百应用锂离子电池，而电网侧项目应用占比达到86.3%。
未来随着电力市场规则逐渐完善，独立储能将充分体现其商业价值，成为储能投资者的首选方案。据中关村储能产业技术联盟统计，2021年，国内独立储能新增装机在新型储能市场中占比超过35%；2022年上半年，中国规划在建的独立储能电站为45.3GW/103.6GWh，在规划/在建新型储能中占比超过80%。中关村储能产业技术联盟预测未来5年独立储能年增装机规模平均可达7.2GW，市场发展潜力巨大。
独立储能的收益来源主要包括容量租赁收入、现货市场套利、辅助服务收入、容量补偿收入及其他收入。其中，容量租赁收入和辅助服务收入是最主要的收益来源。电力现货市场虽然是独立储能电站的重要潜在赢利点，但目前仅在山东省试运营。由于各省网架结构、新能源渗透率、电力负荷等电力属性不同，其对储能价值需求及迫切程度不同，造成政策支持力度及侧重点差异较大，因此，各省独立储能商业模式具有较强的区域属性，收益来源呈现多样化特点。如湖南省独立储能主要收益来源为容量租赁收入及辅助服务收入；山东省独立储能主要收益来源为容量租赁收入、现货市场套利、辅助服务收入及容量补偿收入。
当前独立储能行业尚处于发展初期，商业模式的成熟受到多方面因素的制约。一是容量租赁缺乏落地机制，容量租赁收入存在一定不确定性。二是现货市场处于建设初期，多数省份尚无法通过现货市场实现套利。三是新版“两个细则”将独立储能纳入辅助服务市场主体，但多数省份政策尚待落地。四是储能容量价值逐渐体现，但反映容量价值的规则需更深入的探索与实践。五是收益来源较单一，通过参与市场实现多重价值难度较大。六是尚未建立完善的市场信息披露机制，市场规则透明度较低。
随着电力市场建设的不断推进，独立储能商业模式将逐渐成熟。从收益来源来看，未来独立储能容量价值及能量价值将得到充分体现。从投资主体来看，现有投资者以新能源“强配”储能政策带动的央国企新能源场站业主为主，随着独立储能收益模式逐渐清晰，项目经济性提高，未来独立储能电站的投资者也将会更加多元，有望从现在的新能源场站业主扩展到售电公司、负荷端企业及第三方投资者。从资金来源来看，市场需要深耕储能行业、具有产融协同能力的金融机构的支持，以有效解决独立储能项目不同阶段资金需求。
未来，在独立储能各个环节参与者的共同努力下，独立储能政策和市场机制将更加完善、投资主体更加多元、金融服务支持更加丰富、商业模式更加成熟，独立储能产业有望迎来长期健康发展，进而成为我国新型电力系统建设提供重要支撑作用。
