传统的电网通常是单向输送电能的，即从发电站点到用电站点。与传统电网相比，新型储能，尤其是电化学储能具备快速响应和双向调节的技术特点，并具有环境适应性强、配置分散且短建设周期等技术优势。当大规模可再生能源接入电网时，搭建电网侧储能系统可以为电网提供无功电压支撑，辅助调整系统频率，并通过添加新的节点于电网架构上，增加电力输送的多样性，提高电网的可靠性。此外，储能技术的应用可以通过实时调整充放电功率以及自身系统状态，为电网侧提供储能系统装机容量的约2倍的调峰能力。特别是在形成一定规模配置后，它可以有效地缓解地区电网的调峰压力，提供高效的削峰填谷服务。
从定价机制划分，调峰补偿分为固定补偿和市场化补偿两种。中国早期主要对辅助服务进行固定补偿，2015年至今开启对辅助服务市场化的探索。市场化调峰流程主要为：服务提供方在日前申报调峰价格和电量，调度机构以服务成本最小为原则进行排序，形成出清价格(即最后一名中标者申报的价格)，所有中标者均以出清价格结算。调峰当日，服务提供方执行调度指令并最终获得补偿。
调频补偿主要分为里程补偿和容量补偿，各地补偿标准差异较大。从价格机制看，调频市场化程度总体上低于调峰，部分区域未设立调频市场，且未明确储能的市场主体地位。在明确储能可参加调频的区域/市场中，调频主要补偿包括里程补偿和容量补偿两种，部分地区还有现货补偿等其他形式，其中里程补偿主要依据调频里程计算，容量补偿主要依据调用容量计算。各地的补偿标准差异较大，且补偿的计算方式也存在差异。
以独立(共享)储能盈利模式为例，目前中国各省普遍的收益模式为深度调峰补偿模式;在湖南，宁夏，河南，广西等地区存在调峰补偿+容量租赁模式的推广;在山东以及广州，独立储能可以实现现货市场+容量租赁+辅助服务补偿的收益模式。
以电力现货市场发展较好的山东省为例，根据山东能源监管办等联合发布的《关于2022年山东省电力现货市场结算试运行工作有关事项的补充通知》，新型储能等新型市场主体积极参与电力现货交易，按月度可用容量给予适当容量补偿费用，容量补偿电价基准价为99.1元/兆瓦时，按照电力系统发用电平衡情况根据谷系数、峰系数进行容量补偿调整。
根据山东电力交易中心公开数据可查，共有八个共计712MW/1504MWh的储能电站参与了电力市场，参与现货交易电量超2亿千瓦时，其中“古路台阳储能电站”和“伏羲中广储能电站”为2023年1月16日公示，尚未显示受理注册，分别为100MW/200MWh规模，为计算方便将两个储能电站和“肥城中储储能电站”(压缩空气技术)视作未参与电力市场，其余五家忽略各类差异因素，根据入市时间到统计截止时间(2023年1月29日)计算。
