如果说以前发布的相关政策都是从科技攻关、项目/应用推广的角度推动储能的话，那么目前频出的电改政策的发布则是从根本上对储能所在的电力市场环境及规则进行修正，能从根本上改变储能的获益渠道和应用机会。

       一、 现货市场

　　首先，建设现货市场是本轮电改能否实现完全市场化的关键。多年来，我国推广开展的大用户直接交易，已经具备一定的中长期电力交易机制的推行经验，但由于缺乏市场化的电力电量平衡机制，不能真实反映电力供需，价格信号存在失真情况，因此需要建立现货市场。近两年，国家发改委和能源局发布的《京津唐电网电力用户与发电企业直接交易暂行规则》（修改建议稿）、《国家能源局关于做好电力市场建设有关工作的通知》（征求意见稿）、《关于推进电力市场建设的实施意见》、《关于有序放开发用电计划的实施意见》等政策都不同程度地提到要建立现货市场。

　　当现货市场建立之后，根据发电机组的可用性形成发电计划，实现发电资源的优化配置，形成分时电价信号，以反映电力的稀缺情况，形成相应的峰谷差，进而给储能在发电侧和用电侧带来削峰填谷的应用机会。

　　在德国、法国、奥地利、瑞士、比利时及荷兰等国，当具备最优先竞价上网的可再生能源出力较大，足以满足甚至超过用电负荷时，为了避免不适于频繁启停或快速上下调节出力的常规电源因启停带来的巨大经济损失，宁可在电力市场上按照负电价竞价，采用“倒贴钱”方式获得继续发电的权利。而这种情况频繁发生的话，自然会激励发电企业采用储能调峰，一方面帮助常规机组避免“负电价”，另一方面通过调峰补偿获得一定的收益。

　　二、 辅助服务市场

　　2016年6月，国家能源局发布《关于促进电储能参与“三北”地区电力辅助服务补偿（市场）机制试点工作的通知》(下称《通知》)。该政策对储能在电力系统中的应用具有里程碑式的意义，是第一个给予了电储能参与调峰调频辅助服务身份的电力政策。《通知》规定无论在发电侧还是用户侧，储能都可作为独立主体参与辅助服务市场交易，同时鼓励发电企业、售电企业、电力用户、电储能企业等第三方投资建设电储能设施。

　　同样的，在美国发布FERC 784号令以前，FERC(联邦能源管理委员会)也禁止除输电服务提供商以外的第三方销售辅助服务给输电网运营商（如我国的国家电网），阻碍了储能获得市场增长的机会。而FERC 784号令的发布，不仅解除了禁令，还要求输电网运营商在考虑购买辅助服务资源时，要将资源的响应速度和准确性纳入考虑。由于储能具有快速响应、准确度高的特点，输电网运营商即使购买少量的储能，就相当于购买了大量的慢速响应资源，故受到输电网运营商的青睐。

　　目前我国发布的《通知》，虽然给予了第三方储能设备运营商参与辅助服务市场的身份，但还没有对“更先进、更快速、更准确的”的辅助服务资源，如储能，表现出适度的倾斜。因此未来区域电网在该《通知》的指导下，制定的落地细则以及试点之后，政府总结试点经验并制定出的有关储能参与辅助服务的最终市场规则就变得更为重要。

　　另外，类似于美国于2011年发布的FERC 755号法令提出的“基于里程”的付费方式，《通知》提出要根据“按效果补偿原则”尽快调整调峰调频辅助服务计量公式，提高辅助服务补偿力度。但由于目前我国电力市场化进程仍在起步阶段，没有能够反映供需平衡和机会成本的竞价制度，因此储能不能像在美国PJM（经美国联邦能源管理委员会批准，于1997成立的一家非股份制有限责任公司，它实际上是一个独立系统运营商。PJM目前负责美国13个州以及哥伦比亚特区电力系统的运行与管理——编者注）市场一样通过实时竞价获得合理的补偿，而必须通过区域电网（如华北电网）制定的服务计量公式来实现。目前储能参与辅助服务的服务计量公式尚未公布，储能按照其更快更准确的调峰效果获得合理补偿的落实情况还需进一步核实。