峰谷电价差
，加强需求侧管理，扩大舆论宣传引导，通过加强峰谷电价差、完善阶梯电价制度等电价手段，鼓励用户低谷时段用电，有效降低用电负荷峰谷差。 三是建立健全应急机制，及时应对系统运行和行业发展的突发问题。随着
凸显! 现货市场开放后，预期峰谷电价会进一步拉大，电价差提高。一般认为，当峰谷价差达到0.6元/kWh以上时，储能就可以实现经济型。而目前，在用户侧最有发展潜力的电源形式，无疑是分布式光伏。现货市场
与分布式光伏相结合，可以通过峰谷电价差为用户节约电费;在确保质量安全的前提下，也可以参与电力辅助服务，赢得更多的利润空间。德国、日本、澳洲、美国等新能源发展的应用经验给我们带来更多启示。厂家需要更加
来自于峰谷电价差套利，大多数项目分布在峰谷电价差较大的江苏、北京等省市，2017年新增投运规模最大的就是江苏省。
由于储能本身并不产能，不能享受国家的新能源政策。对此，业界希望以建设补贴等优惠措施予以支持
。同时，随着电力体制改革的推进，用户侧储能项目也显示出了更多可能性，除了利用峰谷电价差充放电，储能系统还可以帮助用户降低停电风险、提高电能质量、降低容量电费、参与需求侧响应等，发挥多重价值。
中国能源
运行27年;锂电池和铅碳电池循环次数3000次，需要更换电池3次。
表2 储能电站投资成本与效益比较表
表2用以下参数计算储能电站投资成本与效益：
商业峰谷电价差，按照以北京1.01元
/KWh计算;
储能系统每年电价差收益按照365天计算;
储能系统累计收益年份按照电池使用循环次数10000次计算,为27年。
从上表2看，以全寿命使用周期27年计算，有如下结论：
动力电容电池每
的统一调度,同时微网整体对峰谷分时电价等需求侧管理措施进行响应。
3 微网源-网-荷-储一体化运营
运营主体一体化保障微网的统一自治;投资主体多元化保障微网的风险共担,收益共享。微网传统运营模式为
3.3 内外两级购售电
未参与电力市场前,微网内部分布式能源上网电量以当地燃煤发电机组标杆上网电价结算,外购电量以目录销售电价(考虑峰谷分时)结算。
随着发用电计划不断放开,以及中长期电力交易
管理。江苏、北京、广东成为2017年国内储能项目规划建设投运最热地区，这些地区经济发达，工商业园区多，用电负荷大，用户侧峰谷电价差较大，拥有较大的套利空间。而在可再生能源并网领域，储能收益主要还是依靠
规模紧随其后，为318.1MW，占比为1.1%，相比去年增长18%。
储能的应用领域?
目前用户侧储能最广泛应用的一种商业模式，这种模式的利润来源主要有两个：利用峰谷价差实现套利和电费
加快发展态势，电化学储能产业成熟的国家如英、美、德、日、澳等，主要是通过设备装机补贴(包括容量补贴和系统补贴)、拉大峰谷电价差、电网企业灵活租赁等激励措施促进其技术发展和推广应用。截至2017年底
27年;锂电池和铅碳电池循环次数3000次，需要更换电池3次。
表2 储能电站投资成本与效益比较表
上表2用以下参数计算储能电站投资成本与效益：
商业峰谷电价差，按照以北京1.01元
/KWh计算;
储能系统每年电价差收益按照365天计算;
储能系统累计收益年份按照电池使用循环次数10000次计算,为27年。
从上表2看，以全寿命使用周期27年计算，有如下结论：
动力电容电池每
，用电负荷大，用户侧峰谷电价差较大，拥有较大的套利空间。此外在投资+运营等模式下，这些已经做成的项目也多由储能企业自己持有，使用储能装置的企业只需付出服务费用而不必承担风险。
而在可再生能源并网领域
目前用户侧储能最广泛应用的一种商业模式，这种模式的利润来源主要有两个：利用峰谷价差实现套利和电费管理。江苏、北京、广东成为2017年国内储能项目规划建设投运最热地区，这些地区经济发达，工商业园区多
