目前，我國電化學儲(chu) 能的價(jia) 值主要通過用戶側(ce) 電價(jia) 管理、提供調頻輔助服務、可再生能源消納及輸配電服務體(ti) 現。

　　用戶側(ce) 電價(jia) 管理。目前國內(nei) 絕大部分省市工商業(ye) 用戶已實施峰穀電價(jia) 製，儲(chu) 能可通過“削峰填穀”幫助電力用戶實現電價(jia) 峰穀差套利，采用合理的儲(chu) 能配置和充放電策略還可進一步降低需量電費。未來隨著第三產(chan) 業(ye) 用電比重不斷提升，峰穀電價(jia) 差或將進一步加大，為(wei) 儲(chu) 能平抑負荷峰穀差營造更大應用空間。但目前國內(nei) 用戶側(ce) 儲(chu) 能麵臨(lin) 價(jia) 格政策風險，電價(jia) 政策的不確定性對用戶側(ce) 儲(chu) 能市場的影響已經顯現，工業(ye) 與(yu) 居民的電價(jia) 交叉補貼等問題也一定程度上幹擾了用戶側(ce) 儲(chu) 能的市場環境。

　　調頻輔助服務。當前電儲(chu) 能參與(yu) 輔助服務基本采用與(yu) 火電打捆的方式，火電機組通過加裝儲(chu) 能使其自動發電控製（AGC）調節性能大幅改善，進而獲得調頻市場/補償(chang) 收益，但儲(chu) 能設施作為(wei) 獨立主體(ti) 提供輔助服務的項目尚未出現。雖然京津唐、山西等區域的輔助服務政策已經納入了爬坡速度、調節精度等質量因素，但全國層麵的輔助服務補償(chang) 機製設計仍相對滯後，定價(jia) 機製的欠缺一定程度限製了儲(chu) 能在電力輔助服務領域的應用空間。

　　可再生能源消納。隨著可再生能源滲透率不斷提升，電力係統靈活性資源的價(jia) 值相應增加。儲(chu) 能不僅(jin) 能促使可再生能源更有效的利用，減少棄風棄光，同時也可以平抑發電出力，提高電能質量，參與(yu) 電網負荷平衡。但目前儲(chu) 能平準化成本相對可再生能源發電成本仍然偏高，儲(chu) 能單純通過可再生能源消納的經濟性不足。

　　輸配電服務。2017年以前我國儲(chu) 能市場以用戶側(ce) 電價(jia) 、參與(yu) 電力輔助服務以及可再生能源消納為(wei) 主，但2018年電網側(ce) 儲(chu) 能市場快速擴大，全年新增投運（不包含規劃、在建和正在調試的儲(chu) 能項目）的電網側(ce) 儲(chu) 能規模20.68萬(wan) 千瓦，占2018年全國新增投運規模的36%，規劃/在建的電網側(ce) 儲(chu) 能總規模更是經超過1407.3兆瓦時。

　　除輸配電儲(chu) 能外，目前國內(nei) 各類儲(chu) 能項目商業(ye) 模式基本采用類似於(yu) 合同能源管理的模式，即發電廠、電力用戶與(yu) 儲(chu) 能設備與(yu) 運營企業(ye) 合作，發電廠和電力用戶提供場地、儲(chu) 能接入以及儲(chu) 能參與(yu) 市場的資格，由儲(chu) 能企業(ye) 負責投資、設計、建設、運營、維護等工作，兩(liang) 方以預先商定的比例分享儲(chu) 能收益。