尽管最近发布的《输配电价成本监审办法(修订征求意见稿)》明确电储能设施的成本费用不得计入输配电定价成本，可能会对电网侧储能市场形成一定的影响，但是总体来看，风电、光伏接近平价上网，未来两至三年每年的新增装机量将持续高速增长，中东部多数省份电力消纳将逐渐接近饱和，需要储能、大数据、电力交易等技术及市场机制的配合，才能再次开启风电、光伏等可再生能源在国内的高速增长曲线。
国内电化学储能市场的真正爆发还需等待时日，当下正是耕耘阶段，了解典型地区的典型政策、参与典型项目、积极开发面向未来的广阔市场，已经成为多数风电、光伏公司的基本认识。
国内储能典型地区，我认为有以下几类：
一是以青海为代表的高比例可再生能源省份。这些省份在可再生能源消纳方面已经面临着突出的问题，因此先行先试上马储能项目，以期解决新能源消纳难题。典型代表项目为青海省共享储能调峰辅助市场化交易试点。2018年8月，西北能源监管局启动了青海电力辅助服务市场建设工作，共享储能参与电网调峰辅助服务市场化交易是市场建设的主要特色和创新之举。2019年4月15日，青海省共享储能调峰辅助市场化交易签订仪式在西宁举行，此次共享储能调峰辅助服务市场化交易试点的创新开展，在国内尚属首次，也是储能技术在促进新能源消纳方面的首次规模化应用，对解决新能源弃电问题具有现实意义，对市场交易的多元化具有创新意义，也将会有效引导激发储能行业的市场活力和产业动能。
第二类是以江苏浙江为代表的高负荷省份，2018年纷纷上马电网侧储能项目。典型代表项目如镇江电网储能电站工程。该储能电站总功率10.1万千瓦，总容量20.2万千瓦时，是国内规模最大的电网储能电站项目。据测算，镇江储能项目建成后，每天用电高峰期间可提供电量40万千瓦时，满足17万居民生活用电。但若建设一座同等容量的发电厂，需投资8亿元，且每天有效运行只有1-2小时。此外，该储能电站还能发挥调峰调频、负荷响应、黑启动服务等作用，为缓解电力供需矛盾提供了新的绿色手段。截至2018年11月底镇江8座电网侧储能电站投运以来，总充电量24627MWh，总放电量22319MWh。
第三类是以北京、江苏、广东等为代表的峰谷价差较大的地区，多个用户侧储能项目投运。但由于一般工商业电价降价，峰谷价差变小，2018年用户侧储能市场增速放缓。用户侧储能的典型项目如东莞莞能绿色能源服务有限公司主导的东莞市万裕三信2MW/5MWh分布式储能项目。该储能系统由4个40英尺集装箱组成，每个集装箱电池容量为1.25MWh，总储能容量高达5MWh，是目前广东电网最大容量的用户侧商用分布式储能系统。该项目总投资820万元，每年可节约电费226万元。
第四类是以山西为代表的辅助服务市场发展较好的地区。2017年11月7日，山西能监办发布《关于鼓励电储能参与山西省调峰调频辅助服务有关事项的通知》，通知明确规定储能运营企业可参与调峰和调频辅助服务，其中规定调频服务的申报价格为12-20元/MW，年底这一报价范围调整为5-10元/MW，山西“按调频里程和调频性能补偿机制”对储能的推动作用显著。典型项目如武乡电厂储能联合调频项目，该项目装机15MW/7.5MWh，由睿能世纪负责项目的投资、建设和运营，是目前山西省最大规模的储能联合调频项目。项目投运后，将极大的改善电厂调频供应质量，提高电网运行的安全性和可靠性。
