随着双碳目标和新能源为主体的新型电力系统的推进，储能在电力系统中的作用愈发显著。国内外储能项目纷纷落地，储能规模在飞速上涨，相关上市公司在资本市场也都是YYDS。据CNESA统计，2020年国内电化学储能累计装机规模3.3GW，同比增长91.2%，随着今年各地大型独立储能的落地开花，超过去年的增长率应不是问题。
储能单位成本始终是大家关注的一个重要指标，据公开报道，国内某新能源场站配套储能的综合单位成本在1.7元/Wh左右，我们也看到在建设时期、充放电倍率、应用场景等条件相差不大的情况下，某些储能项目的综合成本却在2.4元/Wh左右，相差特别大。很多人会很疑惑，为什么会有如此之大的差距，诚然，不同项目建设模式、设备品牌、征地费用、其他费用等因素会造成建设成本的差异，但一个最重要的原因是因为 储能能量统计标准不一致。
以常规电厂来说，装机容量一般指发电机的额定功率，储能有功率和能量两个指标，同时不同的项目建设初期确定的考核指标不尽相同，导致项目备案的功率、能量背后有比较大的差异。 电芯能量、直流侧初始放电能量、储能变流器交流侧初始输出能量、并网点/公共连接点初始输出能量都可被理解为储能的能量，同时实际安装能量又与运行期内运行方式、充放电次数、电量保持率、考核年限、是否考虑站用电损耗、是否预留无功输出能力等多重因素相关。
电芯经串联或串并联后组成电池簇，多个电池簇并联后组成电池堆接入储能变流器直流侧，考虑一致性的因素，放电深度大概在93%左右，储能变流器将直流电压变换为交流电压，再经一级或两级变压器升压后接入电网，在放电的过程中同样产生功率和能量的损耗。
以某储能电站为例，电芯安装能量为100MWh，充放电倍率0.5C，110kV并网。 并网点的初始输出能量（估算）为： 100MWh 93%（放电深度） 98%（直流侧损耗） 98.5%（储能变流器效率） 98.5%（就地变压器、主变、线路损耗等）=88.4% ，站用电损耗假设按2.4%考虑，实际的初始输出能量为86MWh。可以看出，同样的一座100MWh储能电站，若按电芯能量考虑，电芯能量为100MWh；若按并网点容量考虑，电芯能量需要为116MWh。若再考虑运行期内运行方式、充放电次数、电量保持率、考核年限等，还需进一步的增配，例如假设考核按照10年充放电能量保持率85%考虑，按照每年平均2%的年衰减率，则需要额外再考虑5%的电池超配。对于一些考核周期10年以上的储能项目，还会考虑在运行周期内进行电池的更换或增补，此部分费用是否包含在初期的建设成本内也是造成单位造价差别大的因素。
对于储能电站能量的说法，目前国家和行业还缺乏统一的规定，由于考核点的不同等多重因素的差异，实际电芯安装能量差异较大，各种应用场景和考核方式对储能能量配置的需求点也各不同。在项目执行过程中，建议对电芯安装能量和考核点输出能量两个指标进行规定。