在我国新型电力系统的构建中，新能源装机容量正逐年攀升。然而，光伏发电、风力发电等新能源形式具有不稳定性，这对电网的稳定运行构成了挑战。为了维持电网的平衡，促进新能源发电的有效消纳，储能技术成为了不可或缺的一环。它不仅是分布式光伏、风电等新能源消纳以及电网安全的坚实保障，更是削峰填谷、平滑负荷的有效手段。
国家层面大力鼓励并支持储能项目的建设，多个省市已出台具体的储能补贴政策，明确了补贴标准和限额。此外，国内分时电价的调整也为储能项目带来了更大的峰谷套利空间，多个省份甚至实现了每日两充两放，显著缩短了储能项目的投资回收期，使得储能领域成为当前的热门投资赛道。
据统计，2023年1月至4月期间，电化学储能投运项目数量达到73个，装机规模高达2.523GW/5.037GWh。其中，磷酸铁锂储能项目占据主导地位，液流电池储能项目则相对较少。从地域分布来看，华东、西北和华北区域成为储能规模的前三甲，合计占总规模的78.5%。
在应用场景上，“大储”依然占据主导地位，电源侧和电网侧项目储能规模合计占比高达98%。用户侧储能项目虽然规模相对较小，但随着电价机制改革的深入，尖峰电价提高，峰谷差价拉大，用户侧配储成为缓解购电压力、实现峰谷价差套利的有效途径。储能的价值在这一过程中逐渐凸显，用户侧储能项目数量也随之增多。
储能电站的盈利模式多种多样，主要包括：帮助发、输、配各环节电力运营商以及终端用户降本增效；延缓基础设施投资；通过峰谷价差套利、参与虚拟电厂需求响应等辅助服务市场、容量租赁、电力现货市场等方式实现盈利。具体来说，电源侧电力调峰通过储能实现用电负荷的削峰填谷；提供容量以应对发电尖峰负荷；可再生能源并网则通过储能平滑控制可再生能源发电出力；调频服务则利用电化学储能的快速响应特性；虚拟电厂通过需求响应为电网提供应急容量；黑启动服务则在系统故障时重启发电机组。
在电网侧，储能系统通过缓解电网阻塞、延缓输配电设备扩容升级等方式提升输配电效率，降低成本。当线路发生阻塞时，储能系统可以储存无法输送的电能，待线路负荷降低后再向线路放电。同时，在负荷接近设备容量的输配电系统内，储能系统可以通过较小的装机容量有效提高电网的输配电能力。
在用户侧，储能系统则通过容量管理、容量租赁、电力自发自用、峰谷价差套利以及消纳绿电等方式实现盈利。工业用户可以利用储能系统在用电低谷时储能，在高峰负荷时放电，从而降低整体负荷和容量电费。储能电站还可以租赁给新能源服务商，通过容量租赁费用实现盈利。此外，安装光伏的家庭和工商业用户通过配置储能可以更好地利用光伏电力，提高自发自用水平，降低用电成本。在实施峰谷电价的电力市场中，用户还可以通过低电价时给储能系统充电，高电价时储能系统放电，实现峰谷价差套利。
为了确保储能电站的安全、高效运行，我国制定了一系列相关标准和规范。其中包括《电化学储能系统接入电网技术规定》GB/T 36547、《电化学储能电站设计规范》GB 51048等。这些标准和规范为储能电站的设计、建设、运行和维护提供了重要的指导依据。
