目前，我国电化学储能的价值主要通过用户侧电价管理、提供调频辅助服务、可再生能源消纳及输配电服务体现。

　　用户侧电价管理。目前国内绝大部分省市工商业用户已实施峰谷电价制，储能可通过“削峰填谷”帮助电力用户实现电价峰谷差套利，采用合理的储能配置和充放电策略还可进一步降低需量电费。未来随着第三产业用电比重不断提升，峰谷电价差或将进一步加大，为储能平抑负荷峰谷差营造更大应用空间。但目前国内用户侧储能面临价格政策风险，电价政策的不确定性对用户侧储能市场的影响已经显现，工业与居民的电价交叉补贴等问题也一定程度上干扰了用户侧储能的市场环境。

　　调频辅助服务。当前电储能参与辅助服务基本采用与火电打捆的方式，火电机组通过加装储能使其自动发电控制（AGC）调节性能大幅改善，进而获得调频市场/补偿收益，但储能设施作为独立主体提供辅助服务的项目尚未出现。虽然京津唐、山西等区域的辅助服务政策已经纳入了爬坡速度、调节精度等质量因素，但全国层面的辅助服务补偿机制设计仍相对滞后，定价机制的欠缺一定程度限制了储能在电力辅助服务领域的应用空间。

　　可再生能源消纳。随着可再生能源渗透率不断提升，电力系统灵活性资源的价值相应增加。储能不仅能促使可再生能源更有效的利用，减少弃风弃光，同时也可以平抑发电出力，提高电能质量，参与电网负荷平衡。但目前储能平准化成本相对可再生能源发电成本仍然偏高，储能单纯通过可再生能源消纳的经济性不足。

　　输配电服务。2017年以前我国储能市场以用户侧电价、参与电力辅助服务以及可再生能源消纳为主，但2018年电网侧储能市场快速扩大，全年新增投运（不包含规划、在建和正在调试的储能项目）的电网侧储能规模20.68万千瓦，占2018年全国新增投运规模的36%，规划/在建的电网侧储能总规模更是经超过1407.3兆瓦时。

　　除输配电储能外，目前国内各类储能项目商业模式基本采用类似于合同能源管理的模式，即发电厂、电力用户与储能设备与运营企业合作，发电厂和电力用户提供场地、储能接入以及储能参与市场的资格，由储能企业负责投资、设计、建设、运营、维护等工作，两方以预先商定的比例分享储能收益。