瓦以上的集中式新型储能电站，在三北地区部署5个百兆瓦级电化学储能电站示范工程。开展在风电、光伏发电项目配套建设储能设施的试点工作。鼓励分布式储能应用。到2020年，建成一批不同技术类型、不同应用场景的
。 四、提升电力用户侧灵活性 (七)发展各类灵活性用电负荷。 推进售电侧改革，通过价格信号引导用户错峰用电，实现快速灵活的需求侧响应。开展智能小区、智能园区等电力需求响应及用户互动工程示范。开展能

端或将持续发力 储能在电力系统中的应用包括发电侧、输电侧及配电侧，可广泛应用于可再生能源并网、电网调峰调频、用户侧存储及分布式微网建设等各个方面。我们看好储能在电力辅助服务市场和新能源发电配套上的
发布《南方区域电化学储能电站并网运行管理及辅助服务管理实施细则(试行)》，将电化学储能电站纳入管理，储能电站根据电力调度机构指令进入充电状态的，按其提供充电调峰服务统计，对充电电量进行补偿，具体补偿

瓦时，年均增长率127%;降低用户侧用电成本分别为1.7亿元、14.8亿元、76.0亿元，年均增长率555%。 2017年前几个月，广东省售电公司的偏差考核确实准确率比较低，后面整体的水平基本达到98
国家的GB/T31485标准，这是非常严酷的标准。 移峰填谷是用户侧储能最常见的一个应用模式。北京的电差比较大，投资回收期大概是五六年。除此之外，储能还可以提高电网供电的质量，提高供电的可靠性，做

210GW。根据预测，按照平均10%左右的储能配套来估计，在“十三五”期间我国仅风光电站配套储能的市场空间就有30GW以上;加上更大规模的用户侧及调频市场，储能市场规模有望超过60GW。 政策方面
，在2018年1月，南方电网监管局发布《南方区域电化学储能电站并网运行管理及辅助服务管理实施细则(试行)》，将电化学储能电站纳入管理，储能电站根据电力调度机构指令进入充电状态的，按其提供充电调峰服务统计

”(2017版)的通知》，对容量在2MW/0.5小时及以上的提供调峰服务的储能电站，对充电电量进行500元/兆瓦时的补偿，对储能行业发展释放了利好。但整体来说，目前我国储能产业仍存在缺乏系统性支持政策
、市场机制尚未建立，产业发展缺少统筹谋划及等问题。因此，请国家有关部门在储能产业系统性政策支持、市场机制建立、整体规划及推广应用等方面给予相应的政策支持。 建议 1、加大用户侧建设分布式储能

法实现盈利，将很难持续发展。 2017年12月，虽说国家能源局南方监管局下发《关于印发南方区域“两个细则”(2017版)的通知》，对容量在2MW/0.5小时及以上的提供调峰服务的储能电站，对充电电量
、市场机制建立、整体规划及推广应用等方面给予相应的政策支持。 建议 1、加大用户侧建设分布式储能系统支持。研究制定用户侧接入储能的准入政策和技术标准，规范用户侧分布式电储能系统建设运行。鼓励

下发《关于印发南方区域两个细则(2017版)的通知》，对容量在2MW/0.5小时及以上的提供调峰服务的储能电站，对充电电量进行500元/兆瓦时的补偿，对储能行业发展释放了利好。但整体来说，目前我国
： 第一，加大用户侧建设分布式储能系统支持。研究制定用户侧接入储能的准入政策和技术标准，规范用户侧分布式电储能系统建设运行。鼓励售电公司和居民用户配置储能，提高分布式能源本地消纳比例、参与需求响应，降低用

“两个细则”(2017版)的通知》，对容量在2MW/0.5小时及以上的提供调峰服务的储能电站，对充电电量进行500元/兆瓦时的补偿，对储能行业发展释放了利好。但整体来说，目前我国储能产业仍存在缺乏系统性
支持政策、市场机制尚未建立，产业发展缺少统筹谋划及等问题。因此，请国家有关部门在储能产业系统性政策支持、市场机制建立、整体规划及推广应用等方面给予相应的政策支持。 建议 1、加大用户侧建设

在美国、澳大利亚、德国等可再生能源占比较大的地区，家庭储能、工商业储能已经小有规模，但在中国，由于电力并没有完全市场化，用户侧储能项目的商业模式没有太多选择，主要依靠峰谷电价差来收回投资。我们对单一用户侧
目前的政策导向是引导电力用户削减高峰时段用电需求，包括江苏省发布了《客户侧储能系统并网管理规定》来规范管理储能系统，以及近期公布的《南方区域电化学储能电站并网运行管理及辅助服务管理实施细则(试行)》对