早期的政策环境
中国对储能的政策影响可以追溯到10年前，甚至更早以前。早期的政策支持主要集中在对电池材料及技术的科研经费支持和技术验证。2005年11月，国家发改委发布《可再生能源产业发展指导目录》，目录提出将2项电池项目作为重点开发项目之一，推动储能技术的试点应用。次年，国务院发布《国家中长期科学和技术发展规划纲要2006-2020年》，提出“高效能源转换与储能材料体系、燃料电池发电及车用动力系统集成技术和储能技术”是先进能源技术领域的重点研究内容，从科技角度促动储能材料和技术的研发。这个阶段的政策主要基于支持科研或推行试点项目的层面而提出，且仅限于某一条款中，与其他技术或产业并行提出，其重要程度和其他技术或项目没有明显的差别。这与当时的技术水平和市场应用状况息息相关，这个阶段的储能市场远未启动，技术成本非常高，远不足以支撑储能在电力系统中的各项应用。
之后的2007年至2008年，鲜有储能相关政策的提出，储能主要停留在技术研发与攻关阶段，应用市场仍未有起色。
1拐点来了
2009年至2010年，这两年可以说是储能发展的拐点。2009年之后，随着可再生能源、智能电网和节能减排的发展，以及各界对这些领域关注度的持续升高，储能作为这些领域的支撑技术被相关政策提及的频率越来越高。如2009年7月16日，财政部、科技部、国家能源局制定了《金太阳示范工程财政补助资金管理暂行办法》，提出要支持建设“国家风光储输示范工程”；2010年9月，《“十二五”电网智能化规划》，明确了储能技术在智能电网的发电、配电和用电环节的作用，提出开展分布式电源、储能及微电网接入与协调控制试点。2010年11月，发改委联合多个部门发布《电力需求侧管理办法》，提出建立峰谷电价制度，鼓励低谷蓄能，促进通过峰谷电价体现储能的价值，同时刺激用户侧对储能技术与设备的需求。
如果说2009年以前是储能政策环境的沉默期，那么从2009年之后的这些政策可以看出，储能已经开始得到更广泛的关注与重视，更多的领域开始将储能囊括进来开展进一步的推动工作。而2009年发布的国家风光储输示范工程，作为国家电网公司建设坚强智能电网首批重点工程，以及目前世界上规模最大的集风电、光伏发电、储能及输电工程四位一体的可再生能源项目，更是成为储能发展史上的标志性项目，成为储能加速发展的起点。
2016售电研讨会（第四期）正式启动——关注售电公司商业模式创新与业务实操
2011年，随着国家风光储输示范工程一期项目的磷酸铁锂电池系统成功交付，越来越多的人开始注意到储能为可再生能源比例不断提高的电力系统带来的稳定性、安全性以及灵活性，也预告了储能必将成为“十二五”期间能源领域的发展热点。随后，储能出现在《国家“十二五”科学和技术发展规划》、《可再生能源发展“十二五”》、《国家能源科技“十二五”规划》、《新材料产业“十二五”发展规划》、《太阳能发电科技发展“十二五”专项规划》、《风电发电科技发展“十二五”专项规划》、《智能电网重大科技产业化工程“十二五”专项规划》等各项规划政策中，各项政策在持续推进储能技术攻关与设备研发的基础上，也开始明确提出储能的应用目标和方向，部分地方“十二五”规划政策，如《天津市滨海新区风电发展“十二五”规划》和《上海市电力发展“十二五”规划》甚至提出要建设兆瓦级储能示范项目。
技术创新是储能大规模商业应用的先导，“十二五”的各项规划将储能纳入其中，更多的是秉承着“技术是基础”的原则，支持储能在“十二五”期间实现技术性能、可靠性和成本经济性等指标的快速提升，为储能大规模商业化提供可能性。
2分布式及微网是亮点
储能在中国电力系统中最先显露出的应用机会是在分布式能源及微网领域中。首先，应用点最明确、项目开展最多的是偏远地区及海岛的柴油替代，其次是工商业的分布式光伏加储能，储能在工商业领域的应用机遇在2013年后尤为突出。
2013年中国集中爆发了光伏产业问题，以尚德为首的光伏企业纷纷破产重整，中国政府提出光伏“救市”新政，包括7月份财政部发布的《关于分布式光伏发电实行按照电量补贴政策等有关问题的通知》，8月份国家发展改革委发布的《关于发挥价格杠杆作用促进光伏产业健康发展的通知》(发改价格[2013]1638号)，11月能源局发布的《关于分布式光伏发电项目管理暂行办法的通知》。这些政策提出实行“自发自用、余电上网、就近消纳、电网调节”的运营模式，并对分布式光伏发电项目实行按照发电量进行电价补贴。国内各种利好政策鼓励分布式发电及微网，提升了储能在该领域应用的预期，越来越多的投资者和系统开发商开始计算储能与分布式光伏结合的价值与收益，部分企业也推出了分布式光伏储能项目。如比亚迪园区20MW分布式储能项目。
3电力体制改革如火如荼
作为电力体制改革的准备年，2014年，发改委发布《深圳市输配电价改革试点方案》，将深圳作为试点推进电力体制改革的先头兵，为下一步全国范围内实施电力体制改革积累经验。次年4月，国家发改委下发《关于贯彻中发3[2015]9号文件精神加快推进输配电价改革的通知》正式拉开了电力体制改革的序幕。之后，国家发展改革委和国家能源局发布电力体制改革6个配套文件。文件从输配电价、交易机构、发用电计划、售电侧等重点领域进行了部署，标志着新一轮电力体制改革进入全面实施阶段。表1是近两年来，中国政府发布的电力体制改革相关政策文件。分析这些政策的内容，可以看出目前的电力体制改革主要朝着“政企分开、厂网分开、主辅分开，按照管住中间、放开两头的体制架构，有序放开输配以外的竞争性环节电价，有序向社会资本开放配售电业务，有序放开公益性和调节性以外的发用电计划；推进交易机构相对独立，规范运行”的方向进行推进，而目前政策倡导的“摸清输配电价改革；引进多元售电主体，增加电力市场竞争；放开发用电计划，促进电力直接交易；以及构建电力交易中心、制定交易规则”等，都是电力市场化进程的初级阶段，也是必经阶段。这一点，可以从欧美电力市场化过程得到验证。
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。
综合能源服务与储能
随着电改的推进，参与电力市场的很重要的两个主体是售电公司和电力用户。目前售电公司的组建已经在全国开展起来。据统计，目前全国已在工商部门注册的售电公司已经超过750家，其中，贵州省已在工商部门注册的售电公司43家，北京已经注册的有130多家售电公司。由于售电公司所掌握的用户类型和量、购电多少等都直接决定其从电网批发购电所享受的折扣水平，进而影响其赚取电力购销差的利润，因此，售电公司未来的盈利模式将不会局限于单纯的电力买卖。随着能源互联网的推进，未来用户对售电公司拥有自由选择权时，售电公司更多的是在提供综合能源服务方面进行比拼。如德国ERCOT市场的售电公司赚取附加价值的途径主要有：数据利用、能源管理、需求响应等。
而对中国的售电公司来说，储能能够在综合能源服务中发挥的作用包括以下几个方面：
(1)售电公司可自行开发建设分布式发电资源+储能+热电联产等机组，不仅可以有效规避在电价高的时候购电，降低购电成本，保证利润，还能为用户提供不同供能需求的套餐服务，如，多种能源供应套餐，单一能源供应套餐，应急套餐等。储能可以在多种套餐供应中发挥资源调节的作用。
(2)电改政策规定了三类售电公司，其中一种是社会资本投资增量配电网、拥有配电网运营权的售电公司，如深圳前海蛇口自贸区供电有限公司(以下简称：前海供电)。这类售电公司拥有配电网的运营权，未来随着电力用户接入配电网的数量增多，或设备老化，大量的资金需要投入到配电网升级和改造中，而储能则可以延缓配电网升级，减少其投资。
(3)售电公司可以利用大数据分析和用户负荷预测技术，积极进行用户负荷管理，打包储能资源、电动汽车资源和用户资源，参与电网系统的调峰和调频，获得补贴或市场化收入。
5总结
对于任何一个新兴产业来说，政策的推动都是必不可少的。从前期的科研支持和示范项目推广，到之后的从实验室走向市场，再到完全商业化及大规模的市场应用，政府政策应在某些阶段给予合适的、必要的政策支持。
然而，对中国电力储能而言，这么多年的发展，可谓是“夹缝中求生存”，直到2016年才出现了第一个以“电储能”为主题的政策——《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》。
市场对储能的需求从来没有停止过，这是储能在没有专门政策支持，而仅靠相关政策影响的情况下，依然不断发展至今的原因。在储能即将商业化的今天，现有电力市场规则已然成为储能大规模应用的最大的屏障，因此，中关村储能产业技术联盟(CNESA)将保持对电改进度及落实情况的密切关注，同时持续推动储能专门政策及补贴的发布，为储能早日在公正、公开、公平的电力市场中实现商业化应用而努力！
中国对储能的政策影响可以追溯到10年前，甚至更早以前。早期的政策支持主要集中在对电池材料及技术的科研经费支持和技术验证。2005年11月，国家发改委发布《可再生能源产业发展指导目录》，目录提出将2项电池项目作为重点开发项目之一，推动储能技术的试点应用。次年，国务院发布《国家中长期科学和技术发展规划纲要2006-2020年》，提出“高效能源转换与储能材料体系、燃料电池发电及车用动力系统集成技术和储能技术”是先进能源技术领域的重点研究内容，从科技角度促动储能材料和技术的研发。这个阶段的政策主要基于支持科研或推行试点项目的层面而提出，且仅限于某一条款中，与其他技术或产业并行提出，其重要程度和其他技术或项目没有明显的差别。这与当时的技术水平和市场应用状况息息相关，这个阶段的储能市场远未启动，技术成本非常高，远不足以支撑储能在电力系统中的各项应用。
之后的2007年至2008年，鲜有储能相关政策的提出，储能主要停留在技术研发与攻关阶段，应用市场仍未有起色。
1拐点来了
2009年至2010年，这两年可以说是储能发展的拐点。2009年之后，随着可再生能源、智能电网和节能减排的发展，以及各界对这些领域关注度的持续升高，储能作为这些领域的支撑技术被相关政策提及的频率越来越高。如2009年7月16日，财政部、科技部、国家能源局制定了《金太阳示范工程财政补助资金管理暂行办法》，提出要支持建设“国家风光储输示范工程”；2010年9月，《“十二五”电网智能化规划》，明确了储能技术在智能电网的发电、配电和用电环节的作用，提出开展分布式电源、储能及微电网接入与协调控制试点。2010年11月，发改委联合多个部门发布《电力需求侧管理办法》，提出建立峰谷电价制度，鼓励低谷蓄能，促进通过峰谷电价体现储能的价值，同时刺激用户侧对储能技术与设备的需求。
如果说2009年以前是储能政策环境的沉默期，那么从2009年之后的这些政策可以看出，储能已经开始得到更广泛的关注与重视，更多的领域开始将储能囊括进来开展进一步的推动工作。而2009年发布的国家风光储输示范工程，作为国家电网公司建设坚强智能电网首批重点工程，以及目前世界上规模最大的集风电、光伏发电、储能及输电工程四位一体的可再生能源项目，更是成为储能发展史上的标志性项目，成为储能加速发展的起点。
2016售电研讨会（第四期）正式启动——关注售电公司商业模式创新与业务实操
2011年，随着国家风光储输示范工程一期项目的磷酸铁锂电池系统成功交付，越来越多的人开始注意到储能为可再生能源比例不断提高的电力系统带来的稳定性、安全性以及灵活性，也预告了储能必将成为“十二五”期间能源领域的发展热点。随后，储能出现在《国家“十二五”科学和技术发展规划》、《可再生能源发展“十二五”》、《国家能源科技“十二五”规划》、《新材料产业“十二五”发展规划》、《太阳能发电科技发展“十二五”专项规划》、《风电发电科技发展“十二五”专项规划》、《智能电网重大科技产业化工程“十二五”专项规划》等各项规划政策中，各项政策在持续推进储能技术攻关与设备研发的基础上，也开始明确提出储能的应用目标和方向，部分地方“十二五”规划政策，如《天津市滨海新区风电发展“十二五”规划》和《上海市电力发展“十二五”规划》甚至提出要建设兆瓦级储能示范项目。
技术创新是储能大规模商业应用的先导，“十二五”的各项规划将储能纳入其中，更多的是秉承着“技术是基础”的原则，支持储能在“十二五”期间实现技术性能、可靠性和成本经济性等指标的快速提升，为储能大规模商业化提供可能性。
2分布式及微网是亮点
储能在中国电力系统中最先显露出的应用机会是在分布式能源及微网领域中。首先，应用点最明确、项目开展最多的是偏远地区及海岛的柴油替代，其次是工商业的分布式光伏加储能，储能在工商业领域的应用机遇在2013年后尤为突出。
2013年中国集中爆发了光伏产业问题，以尚德为首的光伏企业纷纷破产重整，中国政府提出光伏“救市”新政，包括7月份财政部发布的《关于分布式光伏发电实行按照电量补贴政策等有关问题的通知》，8月份国家发展改革委发布的《关于发挥价格杠杆作用促进光伏产业健康发展的通知》(发改价格[2013]1638号)，11月能源局发布的《关于分布式光伏发电项目管理暂行办法的通知》。这些政策提出实行“自发自用、余电上网、就近消纳、电网调节”的运营模式，并对分布式光伏发电项目实行按照发电量进行电价补贴。国内各种利好政策鼓励分布式发电及微网，提升了储能在该领域应用的预期，越来越多的投资者和系统开发商开始计算储能与分布式光伏结合的价值与收益，部分企业也推出了分布式光伏储能项目。如比亚迪园区20MW分布式储能项目。
3电力体制改革如火如荼
作为电力体制改革的准备年，2014年，发改委发布《深圳市输配电价改革试点方案》，将深圳作为试点推进电力体制改革的先头兵，为下一步全国范围内实施电力体制改革积累经验。次年4月，国家发改委下发《关于贯彻中发3[2015]9号文件精神加快推进输配电价改革的通知》正式拉开了电力体制改革的序幕。之后，国家发展改革委和国家能源局发布电力体制改革6个配套文件。文件从输配电价、交易机构、发用电计划、售电侧等重点领域进行了部署，标志着新一轮电力体制改革进入全面实施阶段。表1是近两年来，中国政府发布的电力体制改革相关政策文件。分析这些政策的内容，可以看出目前的电力体制改革主要朝着“政企分开、厂网分开、主辅分开，按照管住中间、放开两头的体制架构，有序放开输配以外的竞争性环节电价，有序向社会资本开放配售电业务，有序放开公益性和调节性以外的发用电计划；推进交易机构相对独立，规范运行”的方向进行推进，而目前政策倡导的“摸清输配电价改革；引进多元售电主体，增加电力市场竞争；放开发用电计划，促进电力直接交易；以及构建电力交易中心、制定交易规则”等，都是电力市场化进程的初级阶段，也是必经阶段。这一点，可以从欧美电力市场化过程得到验证。
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。
综合能源服务与储能
随着电改的推进，参与电力市场的很重要的两个主体是售电公司和电力用户。目前售电公司的组建已经在全国开展起来。据统计，目前全国已在工商部门注册的售电公司已经超过750家，其中，贵州省已在工商部门注册的售电公司43家，北京已经注册的有130多家售电公司。由于售电公司所掌握的用户类型和量、购电多少等都直接决定其从电网批发购电所享受的折扣水平，进而影响其赚取电力购销差的利润，因此，售电公司未来的盈利模式将不会局限于单纯的电力买卖。随着能源互联网的推进，未来用户对售电公司拥有自由选择权时，售电公司更多的是在提供综合能源服务方面进行比拼。如德国ERCOT市场的售电公司赚取附加价值的途径主要有：数据利用、能源管理、需求响应等。
而对中国的售电公司来说，储能能够在综合能源服务中发挥的作用包括以下几个方面：
(1)售电公司可自行开发建设分布式发电资源+储能+热电联产等机组，不仅可以有效规避在电价高的时候购电，降低购电成本，保证利润，还能为用户提供不同供能需求的套餐服务，如，多种能源供应套餐，单一能源供应套餐，应急套餐等。储能可以在多种套餐供应中发挥资源调节的作用。
(2)电改政策规定了三类售电公司，其中一种是社会资本投资增量配电网、拥有配电网运营权的售电公司，如深圳前海蛇口自贸区供电有限公司(以下简称：前海供电)。这类售电公司拥有配电网的运营权，未来随着电力用户接入配电网的数量增多，或设备老化，大量的资金需要投入到配电网升级和改造中，而储能则可以延缓配电网升级，减少其投资。
(3)售电公司可以利用大数据分析和用户负荷预测技术，积极进行用户负荷管理，打包储能资源、电动汽车资源和用户资源，参与电网系统的调峰和调频，获得补贴或市场化收入。
5总结
对于任何一个新兴产业来说，政策的推动都是必不可少的。从前期的科研支持和示范项目推广，到之后的从实验室走向市场，再到完全商业化及大规模的市场应用，政府政策应在某些阶段给予合适的、必要的政策支持。
然而，对中国电力储能而言，这么多年的发展，可谓是“夹缝中求生存”，直到2016年才出现了第一个以“电储能”为主题的政策——《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》。
市场对储能的需求从来没有停止过，这是储能在没有专门政策支持，而仅靠相关政策影响的情况下，依然不断发展至今的原因。在储能即将商业化的今天，现有电力市场规则已然成为储能大规模应用的最大的屏障，因此，中关村储能产业技术联盟(CNESA)将保持对电改进度及落实情况的密切关注，同时持续推动储能专门政策及补贴的发布，为储能早日在公正、公开、公平的电力市场中实现商业化应用而努力！
索比光伏网 https://news.solarbe.com/201609/07/159096.html
