最近在参与电化学储能项目投资寻觅，了解了2026年现在储能行业的一些情况。
这里说的储能是指储能电站。储能电站通俗来说就是一个大号的充电宝，按需充放电来获取收益。最明显的收益方式就是峰谷电价差套利，在后半夜和中午的谷段充电，在白天和晚上的高峰放电，赚取差价。这是一种方式。这种方式一般是将储能电站安装到工厂和商业区内，以降低用户高峰期用电量（同时增加谷间用电量）的方式来实现。
另一种方式是将储能电站安装到电网侧。这里储能电站通过接受国家电网的指令，在线路负荷波动大的时候，参与削峰填谷，短期调频等。获取国网的奖励。而作为配合缓解电网压力的设施。国家出政策要求为电网侧的储能电站，提供一个名为“容量补贴”的东西。根据储能电站的容量，每年直接给0.x元/wh的费用。
所以提升了电网侧储能的投资回报率。
但是电网侧储能，需要抢「配额」。配合是每年发改委给地方发改委定的一个发展计划，比如这个省今年要建多少Gwh的储能电站。然后国网会公布它的供电线路上的各级变电站的容量。
接下来就是社会资本参与进来，先立项，然后去发改委备案，同时向电网申请储能电站并网计划，电网那边审批通过，那么就允许你这个电站开始建设，并且这个电站的装机容量，就会纳入今年的建设指标里面，才能享受到未来的容量电费等扶持。
建设电网侧储能电站的位置，需要靠近变电站，所以还要想办法拿地。
发改委备案、电网接入许可、以及土地获取，这三项每项都需要当地有人脉有手腕，外地投资方很难入场券。只能委托当地资源方来抹平信息差。这样就要支付高额的居间费用。抬高投资成本。
比入场被卡更难受的是，做到一半，发现手续不全，居间没那么硬，比如建设完却拿不到并网许可证，那么电站就白建了。
用户侧方面，虽然手续没有电网侧这么繁琐。但是也有坑点。一个是由于电力市场改革，很多地方已经不再使用固定分时电价。这样计算储能收益不能直接套用差价，而储能电站的运行策略也不再是固定的，而是实时更改。理论上要结合日间预测和实际进行每时每刻不停的调控。这样就又要管生，又要管养。麻烦多了。
另一方面，前面说了，用户侧储能一般实现方式是省电。那么作为宿主的工厂，它本身在峰段用电量不足，那么储能的套利空间就会减少。而这里有一个信任的危机，就是有可能工厂提供的用电数据有误，或者由于经济的下行，产业的迁移，经营的不当，导致工厂用电量降低。这时如果我们还按着以前的好的数据，落地了大容量的储能电站。这时它就无法全力运行。
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