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互联网。今年3月，中国还在能源领域发起成立了首个国际组织全球能源互联网发展合作组织。在未来，充电设施、光伏、风电等各种发用电将大量接入电网，用户侧也将随着电力体制改革激活，集中式的储能电站和分布式的
更有市场发展前景都还不好说。另一方面，我们国家现阶段没有为储能技术产业化度身定做的政策体系和价格机制，尤其是针对电力储能，基本没有实施细则的政策，参与电力市场的机制很不健全，绝大部分储能项目因为成本高

能源领域发起成立了首个国际组织全球能源互联网发展合作组织。在未来，充电设施、光伏、风电等各种发用电将大量接入电网，用户侧也将随着电力体制改革激活，集中式的储能电站和分布式的储能设备是这个能源互联网中的
好说。另一方面，我们国家现阶段没有为储能技术产业化度身定做的政策体系和价格机制，尤其是针对电力储能，基本没有实施细则的政策，参与电力市场的机制很不健全，绝大部分储能项目因为成本高不具备盈利性，也缺乏可预期的

、电力用户、电储能企业等投资建设电储能设施。鼓励各地规划集中式新能源发电基地时配置适当规模的电储能设施，实现电储能设施与新能源、电网的协调优化运行。鼓励在小区、楼宇、工商企业等用户侧建设分布式电储能
以上、持续充电时间应在4小时及以上。电储能放电电量等同于发电厂发电量，按照发电厂相关合同电价结算。（三）促进用户侧电储能设施参与调峰调频辅助服务。在用户侧建设的电储能设施，充电电量既可执行目录电价，也可

优化运行。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。（二）促进发电侧电储能设施参与调峰调频辅助服务。在发电侧建设的电储能设施，可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
。其中，作为独立主体参与调峰的电储能设施，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。电储能放电电量等同于发电厂发电量，按照发电厂相关合同电价结算。（三）促进用户侧电储能设施参与调峰

基地时配置适当规模的电储能设施,实现电储能设施与新能源、电网的协调优化运行;分布式方面,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。我们认为,《通知》中进一步明确了电储能项目实施对象,并清晰
定义了储能应用场景,与此前《关于推进互联网+智慧能源发展的指导意见》相吻合。促进发电侧、用户侧电储能设施参与调峰调频辅助服务发电侧电储能设施可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

储能只占全部储能项目的10%，但其增长速度将比电网侧和发电侧储能都快，到2019年有望占总装机的45%，电费管理是储能在用户侧应用的重要因素。 4）国内政府补贴出台以推动储能的应用是大概率事件
电化学储能累计装机量100MW，占全球储能项目总装机的11%，年复合增长率(2010-2015)为110%。 2）按《白皮书》预测，到2020年，理想状况下（政府补贴出台），中国电化学储能总装机量将

GW，储能市场规模将达到1200 亿元。3）光伏+储能在用户端：据 GTM Research 研究公司和美国储能协会(ESA) 报告，2014 年美国用户侧储能只占全部储能项目的 10%，但其增长速度
》显示，截止2015年12月底，全球累计运行的电化学储能累计装机量约900MW，年复合增长率(2010-2015)为 17%；中国累计运行电化学储能累计装机量100MW，占全球储能项目总装机的 11%，年

24.2吉瓦，常规情景下，中国储能总装机规模将达14.5吉瓦（两种场景下，均不含抽水蓄能）。中国年复合增长率是全球6倍《白皮书》显示，截至2015年底，全球累计运行储能项目（不含抽水蓄能、压缩空气和储热
）327个，装机规模946.8兆瓦。中国累计运行储能项目（不含抽水蓄能、压缩空气和储热）118个，累计装机规模105.5兆瓦，占全球储能项目总装机的11%，年复合增长率（2010-2015）为110%，是

抽水蓄能为21.8GW；电化学储能项目装机106MW，占全球电化学储能项目装机总容量的12%，与2012年的4%相比，有大幅提升。近五年，中国电化学储能市场的增速明显高于全球市场，年复合增长率
超过31GW。抽水蓄能100%用于电网侧，近14%的储能用于集中式可再生能源并网（集中式光伏电站、CSP电站及风电场），储能在用户侧的应用比例为20%，预计将有12%的储能装机来自于应用到车电互联领域的

21.9GW，其中抽水蓄能为21.8GW；电化学储能项目装机106MW，占全球电化学储能项目装机总容量的12%，与2012年的4%相比，有大幅提升。近五年，中国电化学储能市场的增速明显高于全球市场，年复合
将超过31GW。抽水蓄能100%用于电网侧，近14%的储能用于集中式可再生能源并网（集中式光伏电站、CSP电站及风电场），储能在用户侧的应用比例为20%，预计将有12%的储能装机来自于应用到车电互联

的关键一环。未来充电设施、光伏、风电等各种发用电将大量接入电网，储能的出现可以平滑分布式发电的波动性，减小对电网的冲击。同时，电改将加速激活用户侧，储能的削峰填谷等作用将显现。现阶段部分地区峰谷电价
储能的应用逐步拓展，国内外厂商纷纷布局这一领域。2015年底的几个大型项目，标志着存储行业正从研究开发示范项目转向具有商业可行性的项目。IHS技术储能项目及Company Database表示全球约有

发电的最终目标是自发自用，储能的应用必不可少；光储模式存在很多创新点和潜在盈利机会，是投融资机构最关注和乐于参与的领域。据GTM/ESA报告，2014年美国用户侧储能只占全部储能项目的10%，但其
年底，中国储能市场的累计装机量（2000-2015年）为21.9GW，其中抽水蓄能为21.8GW；电化学储能项目装机106MW，与2012年的4%相比，有大幅提升。近五年，中国电化学储能市场的增速明显

的连续性和稳定性。总的来说，储能的效用贯穿电力系统各环节，用于可再生能源并网，电网调峰/调频，配网侧的分布式储能和用户侧的分布式微网储能，以及重要部门和设施的应急备用电源，未来巨大的市场需求将会拉动
储能行业快速增长。　　　　2015年上半年，全球储能市场持续发酵，应用需求进一步增大。根据CNESA数据库统计，截至2015年6月底，全球新增储能项目45个，装机507.5MW，其中投运项目14

7月22日,国家能源局出台了《关于推进新能源微电网示范项目建设的指导意见》。该意见指出，新能源微电网代表了未来能源的发展趋势，是互联网+在能源领域的创新性应用。目前中国有近一半的新型储能项目都应
微网、电网辅助服务(调峰调频等)、备用容量和用户侧储能等领域;与此同时，在减少弃风、弃光，提高可再生能源接纳能力方面发挥重要作用。微电网系统由微电源、负荷、储能装备和控制系统构成，靠近用户侧设置，既可以与

　　随着可再生能源行业的不断发展，储能技术在分布式发电与微网、辅助服务、用户侧需求响应、电动汽车车电互联系统中的作用逐步显现,风电与光伏产业趋于成熟，国内新能源产业对于储能的发展也愈加迫切。当前
更全面了解前沿储能技术与标准、市场趋势、技术瓶颈与解决方案、项目示范与经验分享，2015亚太储能项目路演技术交流大会将于12月6日至8日在上海召开。本次大会将邀请全国各省市电力公司电科院，以及来自电池

互动；在用户侧应用能量管理系统，指导用户避开用电高峰，优先使用本地可再生能源或大电网低谷电力，并鼓励新能源微电网接入本地区电力需求侧管理平台；具备足够容量和反应速度的储能系统，包括储电、蓄热（冷）等
期限、贷款利率、还本付息方式及其他附加条件等。12.2 财务评价12.2.1总成本费用计算1）固定资产价值和其他资产价值计算。2）总成本计算。电源与储能项目的发电成本，主要包括燃料费、外购电力费

大电网的灵活互动；在用户侧应用能量管理系统，指导用户避开用电高峰，优先使用本地可再生能源或大电网低谷电力，并鼓励新能源微电网接入本地区电力需求侧管理平台；具备足够容量和反应速度的储能系统，包括储电
式、贷款期限、贷款利率、还本付息方式及其他附加条件等。12.2 财务评价12.2.1总成本费用计算1）固定资产价值和其他资产价值计算。2）总成本计算。电源与储能项目的发电成本，主要包括燃料费、外购

，分布式光伏在用户侧可实现平价上网；从全球视野来看，未来十年即到2025年，全球太阳能光伏装机容量将是现在的3倍以上。从2025到2050年再翻3倍，到本世纪中叶，全世界光伏发电容量将达到近3000GW
来看，储能在技术上没有问题，经济性的问题需要通过扩大规模拉低成本来解决。眼下企业的工作重点是通过技术进步提高储能效率，延长电池寿命，而政府相关部门应该加快储能扶持政策的出台，加快储能项目的示范和补贴，通过