本，电价差大于08元kWh的地区都有经济性，这些地区对应的2015年用电量合计约为397254亿kWh，若其中10的用电量通过储能来进行削峰填谷，大约需要12亿kWh的储能设备（其容量对应日充放电量），若按铅炭储能每kWh约1250元的投资额计算，则对应累计市场规模1500亿元；若按锂电储能每kWh约2000元（考虑未来五年成本有望明显下降）的投资额计算，则对应累计市场规模2400亿元。
部分地区电价差及用电量统计
据统计数据显示，广东省、江苏省、浙江省、安徽省为用电大省，且电价差大多高于08元kWh，已具备储能经济性，这四大省2015年工业用电量分别为343746亿kWh、387335亿kWh、265253亿kWh、11328亿kWh，合计超过10000亿kWh，若按10配套储能，将对应约4500亿元规模的铅炭储能市场。
随着电改的推进，售电侧将逐步放开，存在更多的商业化储能市场，且锂电梯次利用在未来也将具有应用前景。
我国风电、光伏消纳困难的“三北”地区，主要为集中式风光电站，储能应用于这一领域主要的作用是调峰调频、平滑出力、跟踪计划出力、辅助电网安全稳定运行等。对大型风光电站储能项目情况进行了统计，如表4所示，可以看到，目前锂电、铅酸（铅炭）、全钒液流、
f超级电容技术路线应用较多。其中，2011年由财政部、科技部和国家电网共同启动的国家风光储输示范项目可谓是行业的风向标，项目一期工程位于河北省张北县，建设风电100MW、光伏发电40MW、储能20MW，从某种程度上也代表了国网对储能电池的技术偏好。
国家能源局最新发布的《电力发展“十三五”规划（20162020年）》中提到，“十三五”期间，风电新增投产79GWh以上，太阳能发电新增投产68GWh以上，即到2020年全国风电装机达到210GWh以上，其中海上风电5GWh左右；太阳能发电装机达到110GWh以上，其中分布式光伏60GWh以上、光热发电5GWh。预计以风光发电中新增装机量的20为基数，按10的功率比例配置储能系统，则储能装机量将达到294GW，若每天存放2小时即对应588GWh新能源发电储能规模。另据CNESA发布的《储能产业研究白皮书2016》显示，2015年国内化学储能项目（不含抽水蓄能、压缩空气和储热）累计装机规模1055MW，以锂离子电池、铅蓄电池、液流电池及超级电容为主，占比分别r