以美国为例。目前中国电力体制改革，类似于美国70年代末开始实施的电力市场放松管制，在联邦一级，1978年的“公用事业管制政策法案”允许非公用事业公司进入发电和电力批发市场，1992年的“能源政策法案”规定各类电力企业都享有平等、开放地进入输电网的权力，以此促进电力批发市场的竞争。许多州也制定了加强电力市场竞争的各种法规和措施，允许非公用事业公司进入。1996年联邦能源监管委员会(FERC)出台了888号和889号法令，详细规定了开放准入输电服务价格和辅助服务价格，并且规定发电和输电必须从功能上分离，所有的发电商得到一样的待遇。FERC的888号和889号法令的颁布产生了显著的效果。在美国形成了一些比较成功的区域性电力市场如PJM、RTO和纽约ISO等。此后，美国电力市场化不断推进，最终实现了包括有电网运营公司、独立系统运营商ISO/区域输电组织RTO、发电公司、电力交易组织(PX)、发电调度机构(SC)、电力服务提供商(ESP)、电力期货交易所、配电公司、电力用户、政府监管机构等不同主体的多元化市场结构，构建了包括：日前电能交易市场(有时也叫第二天市场)、实时电能交易市场(有时也叫平衡市场)、容量市场(确保高峰电力需求时有足够的电力供应)、辅助服务市场、金融输电权(FTR)(有限的传输容量合同成本对冲)以及虚拟交易(保证日前市场和实时市场的价格一致性的金融工具)等多种电力市场。
从美国目前的电力市场可以看出，我国电力体制改革的终极目标也将会是构建一个包含不同市场竞争主体的多元化市场结构，形成类似于PJM一样的区域电力市场，如最近发布的京津唐区域电力市场，实现长期交易和现货交易并举，逐步建立以中长期交易规避风险、以现货交易集中优化配置电力资源、发现真实价格信号的电力市场体系。
4储能的发展机遇
如果说之前的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。
现货市场与储能
由于，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。2016年7月底发布的《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)》提出京津唐电网电力用户与发电企业直接交易是京津冀电力市场建设的起步工作，要按照市场竞价、平等竞争的原则推进直接交易，并为京津冀电力市场开展现货交易做好准备。其他电改政策也都不同程度的提出要建设现货市场。可以看出，建设现货市场是本轮电改能否实现完全市场化的关键。
而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，如在白天用电高峰时段，电价高，夜晚用电低谷时段，电价低，且形成相应的峰谷差，进而给储能在发电侧和用电侧带来削峰填谷的应用机会。如，德国、法国、奥地利、瑞士、比利时及荷兰等国相继出现负电价，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，不适于频繁启停或快速上下调节出力的常规电源，避免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在避免“负电价”，另一方面通过调峰补偿获得一定的收益。
调频市场与储能
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》，以下简称“通知”，决定选取不超过5个电储能设施参与电力调峰调频辅助服务补偿(市场)机制试点，已有工作经验的地区可以适当提高试点数量，在保障电力系统安全运行的前提下，充分利用现有政策，发挥电储能技术优势，探索电储能在电力系统运行中的调峰调频作用及商业化应用，推动建立促进可再生能源消纳的长效机制。
类似于美国于2011年发布的FERC755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规定尚未落实，因此，还需保持观望。
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的身份的电力政策。规定储能可以建设在发电侧，与机组联合参与调峰调频，或作为独立主体参与辅助服务市场交易。也可以建设在用户侧(鼓励在小区、楼宇、工商企业等用户侧建设分布式电储能设施)，只要充电功率应在10兆瓦及以上、持续充电时间应在4小时及以上，就可作为独立市场主体或与发电企业联合参与调频、深度调峰和启停调峰等辅助服务，鼓励发电企业、售电企业，电力用户，电储能企业等投资建设电储能设施。
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