隨著雙碳目標和新能源為主體的新型電力系統的推進，儲能在電力系統中的作用愈發顯著。國內外儲能項目紛紛落地，儲能規模在飛速上漲，相關上市公司在資本市場也都是YYDS。據CNESA統計，2020年國內電化學儲能累計裝機規模3.3GW，同比增長91.2%，隨著今年各地大型獨立儲能的落地開花，超過去年的增長率應不是問題。

儲能單位成本始終是大家關注的一個重要指標，據公開報道，國內某新能源場站配套儲能的綜合單位成本在1.7元/Wh左右，我們也看到在建設時期、充放電倍率、應用場景等條件相差不大的情況下，某些儲能項目的綜合成本卻在2.4元/Wh左右，相差特別大。很多人會很疑惑，為什么會有如此之大的差距，誠然，不同項目建設模式、設備品牌、征地費用、其他費用等因素會造成建設成本的差異，但一個最重要的原因是因為儲能容量統計標準不一致。

以常規電廠來說，裝機容量一般指發電機的額定功率，儲能有功率和容量兩個指標，同時不同的項目建設初期確定的考核指標不盡相同，導致項目備案的功率/容量背后有比較大的差異。電芯容量、直流側初始放電容量、儲能變流器交流側初始輸出容量、并網點/公共連接點初始輸出容量都可被理解為儲能的容量，同時實際安裝容量又與運行期內運行方式、充放電次數、電量保持率、考核年限、是否考慮站用電損耗、是否預留無功輸出能力等多重因素相關。

電芯經串聯或串并聯后組成電池簇，多個電池簇并聯后組成電池堆接入儲能變流器直流側，考慮一致性的因素，放電深度大概在93%左右，儲能變流器將直流電壓變換為交流電壓，再經一級或兩級變壓器升壓后接入電網，在放電的過程中同樣產生功率和容量的損耗。

以某儲能電站為例，電芯安裝容量為100MWh，充放電倍率0.5C，110kV并網。并網點的初始輸出容量（估算）為：100MWh×93%（放電深度）×98%（直流側損耗）×98.5%（儲能變流器效率）×98.5%（就地變壓器、主變、線路損耗等）=88.4%，站用電損耗假設按2.4%考慮，實際的初始輸出容量為86MWh。可以看出，同樣的一座100MWh儲能電站，若按電芯容量考慮，電芯容量為100MWh；若按并網點容量考慮，電芯容量需要為116MWh。若再考慮運行期內運行方式、充放電次數、電量保持率、考核年限等，還需進一步的增配，例如假設考核按照10年充放電能量保持率85%考慮，按照每年平均2%的年衰減率，則需要額外再考慮5%的電池超配。對于一些考核周期10年以上的儲能項目，還會考慮在運行周期內進行電池的更換或增補，此部分費用是否包含在初期的建設成本內也是造成單位造價差別大的因素。

對于儲能容量，目前國家和行業還缺乏統一的規定，因為考核點的不同及多重因素的差異，按照電芯的安裝容量來規定更適宜。