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【行业动态】分布式发电市场化交易对光伏的深远意义以及试点申报的注意事项
【行业观点】2018年中国分布式能源行业分析
【行业观点】2018全民光伏时代即将到来吗？
【行业观点】能源互联网亮点及未来趋势
【行业观点】未来5年中国智慧能源产业发展及预测分析
【行业观点】用户侧储能爆发具有必然性 电网侧与用户侧储能界限正在模糊
【技术前沿】EIA：储能电池运营模式及其在电网中的作用
【专家观点】 刘建平 ：中国智慧能源产业发展回顾与展望
分布式发电市场化交易对光伏的深远意义以及试点申报的注意事项
2017年国家发改委与国家能源局联合下发了《关于开展分布式发电市场化交易试点的通知》（发改能源 [2017] 1901号），此文件就分布式发电遇到的市场化程度低、公共服务滞后、管理体系不健全等问题提出了改革方案，进一步推动了分布式光伏的发展。
在1901号文推出不到两个月的时间内，国家能源局和国家发改委又下发了《关于开展分布式发电市场化交易试点的补充通知》，进一步明确了分布式发电市场化交易试点方案，更详细的阐明了分布式发电在细则方面的相关要求。
通过这两个文件出台的间隔时间以及详细程度，我们不难看出国家能源局对分布式发电市场化交易的重视程度。2018年1月10日下午，何继江博士在清华科技园就“分布式电力市场化交易试点”组织了一次研讨会，到场的企业负责人就分布式电力交易试点的重要意义与试点申请面临的难题做了充分的讨论。
分布式发电市场化交易对光伏的意义
隔墙售电从2013年就已经提出，限于种种原因，一直没有取得较大的进展；2015年得到了国务院的批示，在国家能源局新能源司和国家发改委价格司领导的不懈努力下，多个部门的协同支持下才有了今天分布式售电的推行。
根据最新的第三方机构资料显示，2017年光伏的新增装机量预计达到54GW，分布式光伏装机逾20GW。在增速迅猛的同时，不得不考虑的一个重要问题是补贴拖欠，截止到2016年底，光伏补贴拖欠累计已达700亿元。
据统计，截止目前进入前六批可再生能源补贴目录的光伏电站仅为34GW左右，第七批目录则还在申报中。虽说2017年4月国家财政部启动了可再生能源电价附加补助资金清算工作，但实际情况并不乐观。如果以50GW的年增速衡量未来光伏装机容量的话，到平价上网之前，国家财政部需要承担的补贴将会是一个非常庞大的数字。
所以，无论是从光伏企业自身的收益率还是出于国家财政压力方面的考量，光伏行业都应该加快降低对补贴的依赖程度。在2017年10月的光伏大会上，某企业表示，其补贴拖欠预计已经达到40亿元，而这40亿元的背后面临着的是每年约2亿元的融资损失。
分布式发电市场化交易从一定程度上削减了光伏企业对于补贴的依赖程度，如果分布式光伏交易模式实现的话，有可能能实现不需要补贴也能达到合理的收益率。以北京为例，有的项目方表示只要能参与到分布式发电市场化交易中，不要补贴也是可以的。
此次参会的北京热电厂表示，该热电厂每年冬季电力需求为3亿度电，而他们用电的平均电价是0.98元/度。在此次研讨会上，热电厂的工作人员明确表示，如果分布式光伏电力能够供给足够电力的话，他们愿意以0.88元/度的价格收购。而在新调整的光伏标杆电价中，北京的光伏标杆上网价格为0.65元/度，如果再把补贴拖欠的因素考虑进去，高下立现。
从另一个方面来讲，我们不妨可以梳理一下2018年的光伏指标情况。2018年普通地面光伏电站的指标为13.9GW，领跑者指标为8GW，第一批光伏扶贫指标为4.186GW，累计已知指标为26.06GW。根据2017年普通地面指标的分配趋势（绝大部分用作扶贫）以及两个一百年的奋斗目标（第一个一百年是到中国共产党成立100年时全面建成小康社会；第二个一百年是到新中国成立100年时建成富强、民主、文明、和谐的社会主义现代化国家），推测2018年的普通地面指标的一部分也很有可能会被用作扶贫。再根据补贴优先发放顺序进行排列：户用＞扶贫＞分布式＞领跑者＞普通地面电站。所以，此次分布式电力市场化交易的试点将是为数不多的企业可以自主申请且不会非常依赖补贴的一种指标。
虽然此次分布式发电市场化交易试点的申报远远达不到放弃补贴的程度，但更重要的是流程的确立。如果2018年的试点申报流程走通，那么明年可能会有更多省份效仿，进一步推动电力交易市场化，从而建立一个公平竞争的平台，使电力市场进入一个更合理的情况。
分布式电力交易试点申报遇到的难题
自1901号文出台，便有很多企业开始积极申报试点，大家基本都看到了这份文件背后的红利。但在申报的同时，或多或少的遇到了一些难题，有的是本地消纳预估能力不足，有的是用地问题，还有的则是电网接入问题。
1.盐城某一试点项目选择了工业园区，三年申请总容量为500MW，该企业目前正在找地方政府商量如何与该园区的用户签署购售电协议，而这其中最关键的则是国家电网与发改委就分布式电力交易具体细节的沟通。还有一个问题便是土地问题，如此容量的装机需要面积不小的土地，而这势必涉及到土地性质问题。
2.东营某一试点项目选择了开发区，该开发区一年用电量为十几亿度电。为满足其常用电量，单一试点容量的申请已经超过了110KV的接入限定50MW，而此时便需要分开几个变电站进行接入，否则就无法满足就近消纳的原则。
3.此次的参会企业也表示政府对当地消纳能力预估的不明确也成为此次试点申报不得不面对的问题。以最近新发生的安徽亳州暂停商业光伏项目备案为例，该市光伏发电项目规模132.08万千瓦，如全部并网后将占全市最大负荷78.3%，远超安徽关于支持光伏最大安全负荷值，该市也成为国内首个因为消纳问题而提出禁止建设光伏电站的地方城市。
除却上述几个常见问题外，与会专家还总结了此次申报试点的注意事项。
（1）本次试点鼓励分布式发电项目与电力用户直接进行电力交易，而项目备案的主旋律也将以此为方向进行优先级划分；
（2）此次申报范围为2018—2020年的总规模，暂不要求进行试点布局预测，按总量进行申报便可，每个项目的消纳范围不确定时，可待试点方案启动后再逐个确定；
（3）在交易规则方面，要确保就近消纳比例不低于75%，但在实际申报过程中，采取100%就近消纳模式的试点从优先级来说应该是最高的；
（4）虽然此次试点申报的文件中规定：“如果已选择了直接交易或电网企业代售电模式，若合同无法履行，允许变更为全额上网模式，由电网企业按当年对应标杆上网电价收购。”但在场的多位专家并不建议怀着钻政策空子的心态进行申报。
分布式发电市场化交易是国家能源局新能源司多位领导坚持多年的成果，此次试点申报的意义不在于企业以此所能申请来的有限指标，更重要的是整套系统流程以及体系的建立。如果此次交易试点申报以及实施过程一切顺利，那对于整个电力市场的改革作用将是不可估量的。
最后，用何博士总结的十六字来概括此次分布式发电市场化交易的原则：就近建设，以销定产，市场交易，取消补贴。
2018年中国分布式能源行业分析
分布式能源定义及优势
分布式能源(Distributed Energy Resources）是指分布在用户端的能源综合利用系统，是以资源、环境和经济效益最优化来确定机组配置和容量规模的系统。它追求终端能源利用效率的最大化，采用需求应对式设计和模块化组合配置，可以满足用户多种能源需求，能够对资源配置进行供需优化整合。分布式能源目前已涵盖了天然气、生物质能、太阳能、风能、海洋能以及其他形式的能源。
相对传统的集中式供能的能源系统来说，分布式能源系统直接面向用户，按用户的需求就地生产并供应能量，具有多种功能，是一种可满足多重目标的中、小型能量转换利用系统。在需求现场根据用户对能源的不同需求，实现温度对口供应能源，将输送环节的损耗降至最低，从而实现能源利用效能的最大化。
图表1.分布式能源转换图
我国分布式能源行业发展现状
我国分布式能源起步较晚，但发展速度较快，目前国内分布式能源主要以天然气、生物质能、太阳能光伏为主。
1.天然气分布式发电现状分析
根据前瞻数据显示，中国天然气分布式发展目前刚刚起步，2016年，全国天然气分布式发电累计装机容量为1200万千瓦，不到全国总装机容量的2%，距离《关于发展天然气分布式能源的指导意见》中，到2020年装机规模达到5000万千瓦的目标差距很大。
根据《关于发展天然气分布式能源的指导意见》，我国将建设1000个左右天然气分布式能源项目，拟建设10个左右各类典型特征的分布式能源示范区域。到2020年，在全国规模以上城市推广使用分布式能源系统，装机规模达到5000万千瓦，初步实现分布式能源装备产业化。
图表2.2010-2020年天然气分布式发电累计装机容量及预测（单位：万千瓦）
2.分布式光伏发电现状分析
如今我国在“全面推进分布式光伏和‘光伏+’综合利用工程”上已经初见成效。数据显示，截至2016年年底，我国光伏电站累计装机容量为6710万千瓦，而分布式累计装机容量则达到了1032万千瓦。截至9月底，全国光伏发电装机达到1.20亿千瓦，其中，光伏电站9480万千瓦，分布式光伏2562万千瓦。
图表3.截至2017年9月底我国光伏发电装机量构成占比（单位：万千瓦，%）
3.生物质能发电现状分析
生物质能利用的方式主要是直接燃烧、发电、气化和转变为成型燃料。所谓生物质气化是指利用工业手段将秸秆变成天然气，用秸秆转变而成的天然气虽然与煤相比缺乏竞争力，但是和煤气、天然气相比是具有竞争力的。秸秆气化也可解决小区域集中供气问题。此外生物质成型燃料是替代煤的好产品。成型燃料在我国已实践了几年，技术已比较成熟，如秸秆固化成型是成熟的技术。
近年来，随着对可再生能源的加大开发、利用，生物质能发电得到了快速发展。2016年我国生物质能发电项目装机容量达到1224.8万千瓦，较2015年再增加104.9万千瓦，发电量达到634.1亿千瓦时，相当于2/3个三峡水电。数据显示，目前我国生物质发电项目达到了665个，仅2016年一年内就再添66个项目，成为投资领域的新宠。
图表4.2012-2017年生物质能发电项目累计装机容量（单位：GW）
生物质发电成为分布式能源发展新动力
生物质发电在国际上越来越受到重视，在国内也越来越受到政府的关注。根据“十三五”生物质能源发展规划，到2020年，生物质能利用量将达5700万吨标准煤，其中生物质能锅炉供热每小时将达2万蒸吨，生物质能固体燃料年利用量达1000万吨标准煤；生物天然气达100亿立方米；生物质液体燃料总量将达600万吨，其中燃料乙醇400万吨，生物柴油200万吨。
此外，按照可再生能源中长期发展规划要求，到2020年，我国生物质发电总装机容量要达到3000万千瓦。可以认为生物质发电，将是分布式能源发展的又一重大市场。
图表5.生物质发电总装机容量预测（单位GW）
2018全民光伏时代即将到来吗？
光伏产业的新机遇-分布式光伏发电
在过去的几年里，集中式地面光伏电站为国内的光伏发电带来了令人瞩目的装机需求和市场地位。2015年，我国太阳能光伏发电新增并网装机容量达到15.13GW，约占全球新增装机容量的30%。累计并网容量达到43.18GW，首次超过德国成为世界光伏装机第一大国。其中，地面光伏电站为37.12GW，分布式光伏电站为6.06GW。2016年，全国新增装机容量为34.54GW，累计并网装机容量达到77.42GW，其中，集中式地面光伏电站新增装机容量为30.31GW，分布式光伏发电的新增装机容量为4.23GW。从上述数据看，2015年和2016年分布式光伏发电在新增装机容量中的占比依然很小。而集中式地面光伏电站通过几年的急速发展和过渡开发建设暴露出了诸多问题，首先是弃光、限电、补贴及融资的问题尚未解决，质量、土地等新问题又接踵而来。集中式光伏电站在经历了几年的大发展后，俨然进入了瓶颈期，而分布式光伏则迎来了新的发展机遇。
分布式光伏发电贴近用户侧，能够提高大用电量区域对太阳能的利用率，自发自用余电上网的形式符合太阳能本身分布式的特点，因此，分布式光伏发电也是光伏发电产业发展与推进的必然趋势。为推进分布式光伏发电的发展，在新出台的“十三五”规划中，对光伏市场的装机容量做了明确规划，发展重心明显向分布式光伏发电转移，在规划的105GW装机容量中，分布式光伏电站目标为60GW，集中式地面电站目标为45GW，占比过半。同时，国家能源局在2016年12月发布的《太阳能发展“十三五”规划》中提出：继续开展分布式光伏发电应用示范区建设，到2020年建成100个分布式光伏应用示范区，园区内80%的新建筑屋顶、50%的已有建筑屋顶安装光伏发电。
此外，国家和各级政府为了推广分布式光伏也都陆续发布了相应的补贴政策，广大老百姓已经在政策补贴和环保意识的驱动下，对分布式光伏发电从感兴趣，想了解到纷纷投资建设，方兴未艾，如火如荼。大大小小的光伏企业也纷纷进入该领域，八仙过海各显神通，力求分得一块蛋糕。我国中东部地区的浙江省、江苏省、安徽省、山东省等已经成为分布式光伏发电规模较大、增长快速的地区，光伏项目从资源更好的西北地区向中东部转移，说明电网消纳和政策环境已经成为影响投资决策的更重要因素，也就是说，电力需求规模越大，电力供给缺口越大，工商业电价越高，太阳能资源越丰富，太阳能产业基础越雄厚，对分布式光伏发电项目的需求就越大。根据上述规律，对我国分布式光伏发电市场的划分如表1-4所示。
可以预测，未来3-5年，我国的分布式光伏市场，特别是居民家庭光伏市场一定将呈现持续爆发状态，2017年更被业内称为居民分布式爆发元年。在整个光伏发展规模上，全国各省距离十三五规划目标都还有很大差距，未来市场的发展将会呈现直线上升的趋势。
在国外，分布式光伏在整个光伏能源中的构成占比很大，应用很广泛，据相关资料显示，截止2015年底全球230GW光伏发电项目中，分布式占比为54%，各主要应用国家如德国、日本、美国的分布式光伏占比分别达到了74%、86%和42%，而我国分布式光伏占比只有10%左右，远远低于国际平均水平。所以，从规划和目标角度看，分布式光伏装机缺口依然很大，其发展空间不言而喻。预计2017-2020年，分布式光伏发电将成为光伏产业新一轮的增长点，仅2017年上半年就完成了新增装机容量24.4GW，其中分布式光伏装机完成了7.11GW，预计全年将完成10GW以上。
分布式光伏发电面临的现状与挑战
我国分布式光伏发电的发展过程基本分为规模化、市场化和商品化三个阶段，其中规模化示范阶段大概在2013-2015年，2015年下半年起到目前基本上算进入市场化阶段，分布式光伏发电的应用范围扩大到了机关事业单位、学校、医院、农村、家庭等，这一阶段光伏发电的成本持续下降，项目审批手续逐步简化，政府的补贴逐步减少，并逐步过渡到用户侧的平价上网。第三个阶段是商品化阶段，分布式光伏发电将进入不需要政府补贴，依靠市场机制发展的阶段。
分布式光伏的发展，是机遇与挑战并存，目前面临的诸多问题，如屋顶、资金、优质产品和服务、电网改造等都制约着分布式光伏的发展。
1.屋顶问题
优质屋顶难找是分布式光伏推广过程中的一大问题。根据《能源发展“十三五”规划》，要完成2020年分布式光伏60GW以上的目标，平均每年要在1.1亿平方米的屋顶上建造光伏电站。但我国的房屋形式多样，面积、朝向、材质、设计寿命、载荷等，直接决定屋顶分布式光伏发电项目的容量大小和使用寿命。在项目开发中，对于分布式光伏电站的投资者来说，面积大、电价高的工商业屋顶是保证投资收益的最佳选择。但是业主信用良好、易安装、无安全隐患的屋顶是有限的。对于个人用户而言，城市居民楼的屋顶产权为业主共同所有，屋顶面积小，且高层建筑较多，有遮挡；对于农村屋顶，虽然基本具有独立产权，但是平房居多，周围往往还有树木遮挡，由于房屋多为自建，承重能力不定，屋顶质量和安全性存在隐患。
2.资金问题
分布式光伏电站的安装往往需要先投入一笔资金来建设，然后通过光伏发电的电量销售和政策补贴逐年收回投资成本，获得收益。目前，农村屋顶是分布式屋顶的一大来源，但是农民收入有限，直接拿出一大笔钱做屋顶光伏电站有一定难度。而对于工商业屋顶，由于屋顶面积大，前期投入也是一笔不小的数字。这些初始投资往往需要六到七年甚至更长时间才能收回，所以造成屋顶产权所有者投资意愿不强的状况。尽管目前全国已经有70多家地方商业银行等金融机构开始实施“光伏贷”业务，但还是存在担保、抵押、业务分散以及由于利率高造成用户成本回收期延长、收益期缩短等诸多问题。
3.产品质量参差不齐，售后运维相对滞后
分布式光伏发电系统产品质量的参差不齐，售后运维的相对滞后降低了一部分业主的积极性。行业规定一套光伏发电系统的寿命是25年，其中光伏组件一般质保10年，逆变器质保5年。光伏系统一旦在质保期外出现问题，受损失的往往是安装光伏电站的业主。个人用户往往对系统质量没有鉴别能力，一些无良企业就用低效、降级品以次充好欺骗用户，还有一些企业在做分布式推广宣传活动中，在发电量数据及收益上刻意夸大，结果造成实际的光伏系统收益及投资回收周期与宣传效果严重不符，挫伤了部分老百姓的安装积极性。
分布式光伏电站分散且数量多，随着安装数量的不断增加，日常维护的工作量也会越来越大，有些电站的巡检只能做到半年一次甚至更长。同时，分布式光伏电站故障定位相对困难，售后响应和故障处理的及时性也较难保证。特别是许多光伏企业主要精力都是忙于分布式光伏电站的业务和安装，疏于售后管理和对用户进行使用维护基本知识的宣传普及，使电站安装运行后，用户经常提出一些不是问题的问题，报修一些不是故障的故障，无形中又增加了售后运维的工作量。
4.大规模并网带来的电网安全和改造
快速发展的分布式光伏发电对大规模并网提出了很多问题：增加配电网改造投入、配电网总体利用率下降，增加了配电网规划的不确定性，配电网由单电源辐射型网络，变成了双向潮流型网络，对配电网的负荷预测难度加大。接入分布式电源以后，配电网变成了双电源或多电源供电结构，对配电网继电保护的影响是其故障电流的大小、持续时间及方向都将发生改变，容易导致过流保护配合失误。另外对电网既有的负荷增长模式、电源供应和调峰、供电安全管理模式也都发生了改变，使配电网的改造和管理变得更加复杂。由于现行电网及配套设施不能适应分布式光伏并网的需求，为保证电网安全，各地供电部门要出具各种条条框框约束和规范用户，也就带来了并网手续流程繁琐，并网时间长等现象。
农村是今后分布式光伏发电实施的主要市场，但农村电网基础较差，电网负荷能力一般都比较低，尤其是贫困地区电网负荷量更差，一般农村的变压器容量约200-300KW，最大负荷一般为100KW。加大农村电网改造是分布式光伏发电在广大农村推广实施的先决条件。
5.示范、合作、创新是推动分布式光伏发展的良方
分布式光伏是“第三次工业革命”所描述的能源网与互联网相结合的核心技术，发展分布式光伏是实现新一轮能源革命的重要特征，是全球大势所趋。推广分布式光伏既符合光伏产业和光伏市场的发展规律，也符合我国的国情国策。分布式光伏的推广可以通过切实落实已有政策，采取“政府引导、企业自愿、金融支持、社会参与”的方式，引入示范机制，在具备开发条件的工业园区、大型企业、学校医院等公共建筑，统一规划和组织实施。在太阳能资源优良、电网接入消纳条件好的农村地区和小城镇，结合新型城镇化建设、旧城镇改造、新农村新民居建设等，统一规划和推进屋顶光伏工程，形成若干光伏小镇、光伏新村，通过推广和示范，使消费者逐步认识和体验到分布式光伏的实用性、经济性和先进性。同时，政府要结合实际进一步规范项目备案、并网、补贴发放流程，强化监督机制、完善管理程序，保障项目收益持续稳定，尽可能消除不必要的政策实施层面的风险。
针对银行等金融机构对于分布式光伏还了解不深、认识不足，信息不对称的状况，光伏企业可以与金融机构一道，根据分布式光伏的特点及实际情况，合作开发更加灵活多样的金融产品，为分布式光伏的推广提供更加便利的融资渠道，建立风险共担机制，吸引保险机构的介入，为光伏电站产权交易等新型分布式光伏项目融资机制的建立创造条件，推动分布式光伏项目资产的证券化。
光伏企业在开拓分布式经营模式、提高从业人员专业化水平的同时，也要深练内功，改进优化，不断提高光伏系统的质量和效率，让消费者切实从光伏发电系统的使用中获得经济收益和环境效益。
国家在大力推动光伏产业发展的同时，还将陆续围绕屋顶情况、电网条件、防雷接地、防水防电弧、数据采集和数据传输、抗风设计、项目验收、运行维护、安装外观要求等方面，制定出台相应的项目准入和技术标准，以规范光伏市场有序健康发展。未来分布式光伏市场的竞争将更加激烈，一些小的集成商、小的生产厂家将会面临被淘汰的危险。
能源互联网亮点及未来趋势
自2016年2月“互联网+智慧能源”(能源互联网)的指导意见出台以来，能源互联网产业历经两年的发展，其关键技术、商业模式、工程项目已经初具规模。在时间刚刚迈入2018年之际，本文对2017年能源互联网发展的亮点进行总结，同时浅议能源互联网在2018年以及未来若干年内的发展趋势。
能源互联网
2017年五大亮点
经历了2016年的概念推广和技术探索，2017年的能源互联网在政策、技术、商业模式、试点工程、产业融合方面均取得了较大突破，总结起来有五个亮点：
1.四大政策强力推动
在2016年2月《关于推进“互联网+”智慧能源发展的指导意见》出台后，国家发改委、国家能源局为推动能源互联网的产业升级发展，先后出台了多项支持政策。进入2017年后，《完善电力辅助服务补偿(市场)机制工作方案》《关于开展分布式发电市场化交易试点的通知》《推进并网型微电网建设试行办法》《关于促进储能技术与产业发展的指导意见》四项政策的颁布，在源网协调、市场化商业模式开发方面给能源互联网的发展带来显著的促进作用。
2.全方位的企业支撑
2016年能源互联网推广应用的主力是民营企业。2017年12月，国家电网下发了《关于在各省公司开展综合能源服务业务的意见》，文件称，要把综合能源服务放在更加突出的位置，充分利用国家电网品牌、技术及供电属地化等资源优势，明确安排由各省节能公司为实施主体，以能源互联网、智慧能源和多能互补为方向，以供电为中心，大力拓展园区、工业企业、大型公共建筑等能效诊断、节能改造、用能监测、新能源发电等业务范围，推进国家电网公司从传统电能供应商向综合能源服务商转变。2017年11月22日，南方电网综合能源服务商转型和产业发展现场研讨会在广州召开，南方电网的综合能源服务业务开始提速。2017年两大电网先后将能源互联网的核心业务之一——综合能源服务作为企业发展的重点方向。此外，国家电投、京能集团、延长石油、协和新能源、爱康、泰豪、金风科技、协鑫、中民新能、奥德等国有企业、民营企业的能源互联网试点也如火如荼地展开，这使得能源互联网发展的企业支持力度得到了全方位的显著增强。
3.广域覆盖的试点工程
在政策激励下，能源互联网试点工程在全国各地迅速推广，能源互联网实现了真正意义上的“广域覆盖”。目前各地区的能源互联网试点过程中，基本能够做到因地制宜，按照当地的能源禀赋、经济社会发展情况开展试点，试点工程的推广也带动了能源互联网技术、商业模式的创新发展。
4.深层次的技术革新
在政策的大力支持和试点工程的推动下，能源互联网技术不断推陈出新，并且逐步向着更深层次发展，实现了对能源互联网空间适应性、源荷多元性、结构多样性、运行灵活性、整体可控性、电网交互性的大幅提升，初步实现了改善电能质量、提高网架结构可靠性与弹性、增强不同区域之间能量的调度协调性、增加负荷的主动调控能力、承载信息双向流动、提高能源总体利用效率等技术目标。
5.多元优化的商业模式
在试点工程的逐步推动下，能源互联网的商业模式逐步显现。目前部分能源互联网试点工程已经具备了脱离补贴、脱离优惠政策的独立运营能力，这部分工程项目大多以综合能源服务为主要的营销策略，不仅向用户提供电能服务，还有供热制冷服务、大数据服务等，在全方位满足用户需求的同时，制定差异化的用户营销策略和服务套餐。
四大政策推动下能源互联网
2018年发展趋势
1.四大政策
2017年政府针对能源互联网的支持政策主要集中在把握发展方向、激励工程试点两个方面，未来为规范能源互联网相关产业，2018年及以后的政策导向将更加明确，一方面是能源互联网产业的横向整合，以电力为纽带，实现煤炭、石油、天然气等多种类能源的互联互通与相互整合；另一方面是纵向整合，以用户的需求为导向，充分实现能源互联网的上游产业和下游产业的协调优化。需要特别说明的是，2017年国家能源局颁布的四大政策在未来的实施过程中将进一步深化，这些政策将显著激励商业模式和互联技术的推陈出新。
2.企业支持
目前能源互联网的试点工程大多是由国企或者民营企业单独承担，在“混改”背景下，国有企业和民营资本的联系显著加强，而能源互联网试点工程既需要国企的资金支持，也需要民营企业的创新革新能力，因此2018年及以后，国有企业和民营企业将对能源互联网形成“混合动力”支撑，共同推进能源互联网的演化发展。
3.工程带动
2017年，在政策引导和激励下，首批能源互联网试点项目、多能互补试点项目名单正式公布，已经开工在建的项目享受多项国家政策支持，目前大部分项目进展顺利，部分项目已经形成了可流畅运转的商业模式并且获利，如扬中高比例可再生能源示范城市，陕西神华集团富平能源互联网工程；有些试点工程已经初步实现了“源-网”高度协调，如鲁能青海海西多能互补集成优化示范工程的风电机组日前正式并网发电。在此基础上，2018年及未来将有更多的试点工程开工建设，在合适的时候，国家也会适时启动新一批试点工程，能源互联网未来将会在工程试点领域获得更多支持。
4.技术革新
在2018年，能源互联网技术将取得质的飞跃，首先是技术逐步标准化，中电联目前正在组织起草能源互联网标准，同时国有企业将在能源诊断、节能服务、配电运维等方面，联合政府和民营资本，制定高度专业化的标准体系，引导和规范相关技术；其次智能化水平稳步提升，多业务融合、信息模型体系将逐步出现，面向能源物联网的平台，包括智能通信、控制、调度、管理的相关技术体系和软硬件标准架构也将逐步完善；第三是技术服务定制化，技术的多样性将显著增加服务的层次，可实现针对不同的用户需求，提供不同的技术服务。
5.四大政策支持下的模式创新
在四大政策支持下，2018年能源互联网的商业模式将不断推陈出新。随着售电市场化，服务市场化的价值得到初步体现，通过构建打通发电辅助服务市场与需求侧激励的灵活性资源交易，改变当前发电辅助服务依靠补偿和需求侧管理财政补贴的局面，进一步实现产业融合与发展，形成生产端、消费端、储存端多元共享的能源共享经济生态体系和消费新商业模式。
未来5年中国智慧能源产业发展及预测分析
影响因素分析
一、有利因素
(一)“互联网+”智慧能源在一些领域已经进入到全面融合、深度应用阶段
“互联网+”智慧能源将数以万计的设备、终端、系统连接起来，通过对能源生产、传输、交易、使用各环节数据的实时感知、采集、监控和利用，促进能源行业全价值链的信息交互和集成协作，实现能源利用更清洁高效、生产运营更精细智能、消费服务更创新多元，构建全新的能源生产与消费模式。智慧能源行业在一些领域的发展已经相对成熟，有成功的商业模式可供后进入者参考。
(二)大数据技术、物联网等产业的发展带动智慧能源的发展
智慧能源的大数据应用，能基于物联网、移动互联网、海量实时数据的动态分析模型，结合设备数据、电网数据、气象数据、交易数据、使用数据等，实现设备的无人值守，远程监测，远程诊断和智能预警。因此，大数据技术的不断突破、物联网等相关产业的快速发展也在不断推动智慧能源的发展。
(三)能源生态体系正在逐渐开放
开放的能源生态体系，不仅加强气、热、电等能源行业内合作，而且推进与金融支付、互联网企业、汽车厂商等主体的跨界合作，实现多方信息共享的深度融合。正在逐渐开放能源领域借助“互联网+”，大力推进能源生产与消费模式革命，智慧能源将迎来高速成长期。
二、不利因素
(一)制度和标准体系还不完善
目前智慧能源的基本概念、术语定义、概念模型、体系架构、评价指标等方面尚未形成共识，制度和标准体系还不完善。优先制定智慧能源的通用标准、与智慧城市和“中国制造2025”等相协调的跨行业公用标准和重要技术标准，包括智慧能源的能源转换类标准、设备类标准、信息交换类标准、安全防护类标准、能源交易类标准、计量采集类标准、监管类标准等，能更好地支撑行业的发展。
(二)技术层面尚需不断创新和突破
“互联网+”智慧能源的发展不仅需要突破多能互补分布式系统发电、储能、智能微网、主动配电网、柔性直流等能源领域关键技术，还需要探索物联网、大数据、云计算等信息通信技术在能源领域的深度应用。随着电力交易市场的放开，计量、结算、智能用电管理等技术与能源系统的跨行业融合等技术需要进一步探索。能源互联网的发展尚处于起步阶段，所需的技术体系、标准体系尚未确定，以信息通信、电力电子、可再生能源等多种技术为核心的交叉融合技术需要不断的创新和突破。
(三)风险管控需加强
“互联网+”智慧能源通过互联网将能源的生产、运输、消费、存储和金融的融资、交易、结算以及用户端的用能需求、用能行为等多主体紧密结合在一起，由于领域的不同、环节的增多，协调机制更加复杂，势必带来安全问题，跨界融合带来的监管问题不容忽视，需要从安全角度加强监管和风险管控。智慧能源是新兴行业，监管部门的监管意识和监管力度都需要加强，以降低行业发生系统性风险的概率。
能源行业IT投资规模预测
2015年，我国智慧能源行业IT投资规模为505.7亿元，同比增长11.30%。
综合以上因素，我们预计，2018年我国智慧能源行业IT投资规模将达到680亿元，未来五年(2018-2022)年均复合增长率约为11.57%，2022年投资规模将达到1，053亿元。
用户侧储能爆发具有必然性 电网侧与用户侧储能界限正在模糊
提到开展商业模式研究报告的背景，不得不提的是在去年开展的经济性研究。我们商业模式研究是经济性报告的一个延续，也是因为我们在经济性研究当中发现了一些问题，我们对储能在工商业用户侧可再生能源发电，调频辅助服务，延缓输配电网络投资等领域都做过一些收益点的分析和经济性测算，也发现了储能在这些领域的收益状况不是很好。商业模式也存在很多问题，下面简单梳理，一个回顾小小的成果，另一个引出做商业模式的背景。
储能商业模式分析
首先，在可再生能源并网领域，通过我们的梳理发现储能现在在可再生能源并网领域能够实现的收益点，主要还是现时段的气变电存储，有一些老光伏电站，比如西藏和青海开展的项目已经利用老电站比较高的上网电价做气电的存储，确实具有一定的价值，但是回收期比较长。另外我们看到储能在可再生能源变网领域，帮助降低电站被考核风险带来的电量多发收益，被考核风险降低的收益通常是比较少，而且难以有效评估。另外优先调度带来的电量多发限于东北个别风电场，不具有普遍的意义，另外带来的价值点，提高跟踪计划力、改善电力输出质量，以及为整个电力系统带来的一些增值的价值，比如说火电备用容量的减少以及环境效益等等，目前还没有补偿机制来给储能的这些价值给予合理的补偿。
一方面是储能的高成本，另外一方面是这些无法获得补偿的价值，使得储能在这一块的推动都比较困难。无论是用户投资，还是储能厂商投资+运营的这种模式，对于任何一方来说投资压力都很大，而且对于用户来说动力也不强。
在用户侧，大家都比较熟，储能现在的一个收益点，就是峰谷价差带来的套利，现在大部分地区的峰谷价差还不是特别的合理，导致这一块，单靠这个收益点的投资回收期还比较长，通常在7到9年，另外储能能够带来的这些需求响应的能力，以及带来的最大需量电费削减的价值，目前由于这方面政策的缺失，也导致这两块收益比较难获得的。
这一块目前采用的商业模式仍然是用户投资，或者是厂商去运营，或者是厂商自主投资+运营。仍然是一个前期投资压力比较大，风险比较高的一个商业模式。
另外在调频辅助服务领域，由于能够大幅度改善火电机组调频性能，带来日补偿费用提高，目前这块回收投资期比较理想，基本上在5年以内。但是同样的这一块的商业模式，也比较单一，现在主要是开发商投资+运营的模式。项目的投资建设运行和维护，全部由开发商来承担，业主主要提供场地和电网接入，运行收益双方进行分配，这种单一模式要求开发商投融资的能力比较强，资金实力比较雄厚，这也导致这方面项目推广比较缓慢。
我们一方面看到了国内的各个领域储能项目的开展存在各种各样的问题，另外一方面，我们也看到国外已经出现了多元化的商业模式，比方说美国GCN，以及Stem为代表的需量电费管理模式，这两家公司是通过基于他们当地的分时电价机制，通过安装和使用储能，帮助用户节约需量电费，同时还可以获得储能安装补贴，并参与储能需求响应这些项目或者是计划来获得效益的叠加，解决储能单个收益不足以覆盖成本的问题，另外我们也看到德国的公司，他们开发的共享电力社区的模式，在这个模式当中，拥有共享电力的用户，可以在这个平台上进行可再生能源发电交易，他们只需要每个月支付19.9欧元，一方面可以享受电池购买的优惠，另外一方面他们还可以在这个平台上购买低于网购店大概25%的电力，同时获得一些免费维护或者光伏预测等等这些服务。另外，用户还可以申请德国政府给予光储分布式补贴的政策。其实这个模式是用户比较愿意参与的，因为用户的收益点比较多样，用户比较有动力。
另外还有一个商业模式，我们也看到，爱迪生公司和GI energy公司合作，同时这两家公司还优化了产业链，将用户纳入到整个收益链当中，但是它摒弃了传统的帮用户节约电费的模式，而是通过场地租赁，来把用户引入进来，这样方便结算，也便于用户的参与。当然我们看到国外的这些商业模式已经在陆续的形成，可能他的商业模式基于当地的电价以及自由的电力化市场，但是我们希望通过我们对国外商业模式以及背后的原因的分析来给我们正在进行电力市场改革的中国提供一些建议，希望帮助用户去评估在电力市场改革过程中，或者是这个过渡阶段中国可能会构建出哪些可行的商业模式，以及面临的一些机遇和障碍。
在我们的研究当中，我们会覆盖5部分的内容，第一部分，我们会分析一下推动储能多元化商业模式的驱动力，包括电网结构的重塑，用户需求的改变，以及电力产销者的出现。
第二部分我们会分析一下影响储能多元化商业模式的影响因素，比如说法律或者政策对储能资产的定义，储能资产所有权。
第三部分我们会根据所有权的不同，安装位置的不同，模式创新点的不同，对于现在市场当中存在的一些商业模式进行分类，并分别对每个类别的商业模式分析他的收益来源，调度权分配，优缺点等等。同时还会分析主导这些储能商业模式的市场角色。
第四部分，我们会有一些案例分析，业绩案例分析，我们会选取不同的市场角色主导的储能商业模式来进行分析，包括输配电运营商，就是电网像国外的输配电运营商，他们开展的储能商业模式，以及可能中国未来也会出现的这些市场角色，收电公司，公共事业，国外他们的这类的公司，他们是什么样的一个模式，这里主要选取联合爱迪生公司和德国的一家Lichtblich这家公司。
最后一部分我们结合这些案例分析，来评估中国构建可行性商业模式可能会面临的一些机遇和障碍，包括储能技术本身方面的，包括电力设计，电力市场设计以及相关主体方面的，包括政策和监管方面的。
储能商业模式的五个结论
下面跟各位分享一下5个初步的结论。
第一个结论，储能及其商业模式是在多种因素下，多种因素的驱动下出现的。首先第一个因素电网结构的重塑，目前像欧洲跟美国很多老旧机组的关闭，以及新的可代生能源机组的不断安装，电网结构中发电资源位置的变化和电力供应结构的改变驱动电网进行重塑来适应这种变化，而储能是支持电网进行重塑的一个重要的支撑技术。
第二个因素是用户需求的改变，以前用户的需求可能就是一个稳定的电力供应，但是现在用户的需求可能已经升级，它有降低电费的需求，甚至还有额外收益的需求。而储能在帮助用户提供能量以及需求响应的同时，能帮助用户满足这种需求。
第三个驱动因素是新技术和智能设备的出现。用户需求的满足，其实离不开技术的支撑。电力市场，电动汽车产业发展带来的电动技术成本，电池技术成本与性能的突破，以及云平台、大数据、智能管控等技术的出现，都支撑了这个商业模式的出现。
第四个趋势是电力产销者出现，是近几年出现的名词，是拥有分布式发电资源和储能系统电力用户，这个电力产销者的出现导致以前单向电流的流动和交易，向双向和多向的电流流动和交易，储能是支撑这个转变的重要的支撑技术。
第二个初步结论是，用户侧成为多元化商业模式集中爆发的领域，具有一定的必然性。通常储能去开展应用，都是集中在一个单一的来源来开展的，但是当政策允许，尤其是当不同的储能需求不同时出现的时候，效益叠加的动力就比较强。
而这种效益叠加，通常会发生在用户侧，这个也是目前近几年呈现的一个现象。我们根据RMI的研究报告可以发现他们这个报告就提出说，储能系统越是靠近用户微电力系统提供的服务就越多，洛伊当一个储能系统装在用户侧的时候，他能够最大化的去发挥它的价值，这也就是为什么越来越多的商业模式是基于用户去开展效益叠加。目前像德国和美国用户侧的商业模式的出现也都是基于此而出现的。
第三个结论是不同的市场主体在主导不同的商业模式时具备不同的优势。比方的公共事业单位，他们在平衡供需方面具有丰富的经验，而且具有比较丰富的用户资源，他们如果在此基础上去运营储能资产，能够比较具有优势的抢占先机，能源服务解决方案提供商，他们是围绕储能和数字化产品设计能源服务解决方案的一个新晋参与者，他们是以云技术和智能管控技术为依托，他们更易于缔造多元化的商业模式。另外国际市场上比较活跃的是市场角色是独立储能运营商，他们是专注于储能，对于储能的认识更深刻，是储能项目跟储能开发模式的一个深耕者，他们跟其他的市场主体的合作也更为灵活，也就是推动了很多多元化商业模式的出现。
第四个售电公司，我们国家已经出现了售电公司，国际市场上售电公司，他们凭借着掌握的用户资源，他们了解用户的电力消费情况和需求，现在将储能作为他们服务的内容，推出新型的商业模式。
第四个结论是有的国家相关规章制度可能要求电池所有者只能拥有单一的收益来源，这其实是阻碍了储能资产的优化应用以及多重收益的获得。目前有的国家对储能资产定义方面，考虑到这些决策的不同，目前有些国家已经将储能资产定义成发电资产，这就导致了输配电运营商其实是不能拥有发电资产的，但是也有一些国家在考虑说，要开放一个特例，如果你是为了缓解你的输配电投资是为了提高你的电网现代化，在受管控的业务范围之内，你可以拥有，这种情况下限制了储能多数一个能够提供多元服务的的产被充分利用造成的这样一个限制。
第五个结论是，电网侧的商业模式与用户侧的商业模式相辅相成，界限正在模糊。现在市场上各种商业模式很多，但是目前采用的最多的一种商业模式，在电网侧这一块主要运用的比较多的是输配电系统运营商跟第三方去签订协议，去采购服务。这个模式同时也是用户侧去参与电力市场的一个渠道，这导致了双方通过虚拟电场或者是提供辅助服务的形式，去融合，去相互突进的一个动力。
以上根据中关村储能产业技术联盟主办的“储能市场年度展望暨中关村储能产业技术联盟成果发布会”上CNESA高级研究员岳芬的发言速记整理。
EIA：储能电池运营模式及其在电网中的作用
在过去三年中，美国的电力行业已经在电网中安装了约700MW的电站级大型电池。截至2017年10月，这些电池约占美国电站级大型项目发电容量的0.06%。储能电池的成本由哪些要素构成？储能电池在电网中发挥了哪些作用？让我们一起来看看吧！
美国能源信息署（EIA）发布的2016年“年度发电机报告”中涵盖了有关电池容量，充放电速率，存储技术类型，无功功率额定值，存储技术类型和预期使用情况等储能情况的详细信息。
与其他储能技术一样，储能电池可以在不同的时间分别作为能源供应商和消费者，从而形成成本与收入相结合的独特运营模式，并与其他发电技术进行直接比较。
是否建设新电厂取决于其最初的建设成本和持续运营成本。尽管储能电池项目的平均建设成本相对较低，但它们不是独立的电源，必须购买其他发电机组为其充电，以及还要考虑充放电过程中的电能损失。
电池成本还取决于电池的技术特性，例如发电容量，这对于储能系统可以从两个方面来描述：
1.功率容量或额定容量：以MW为单位，是电池可持续发电的最大瞬时功率，即通常意义上的发电机功率；
2.能量容量：以MWh为单位，电池可充放总电能。
电池的持续放电时间是其能量容量与其功率容量的比例。短时间的供能电池设计是为了在很短的时间内提供电能，通常在几分钟到一个小时的时间内，而且每MW的建设成本通常较低。长时间的供能电池可以提供几个小时的功率，每MW的成本也相对较高。
在收入方面，由于储能电池的最佳性能受充电时间和循环次数的限制，电池的容量因数相对较低。不过，可以利用储能电池的某些独特性能，并将这些性能进行整合，从而提高经济效益。
美国各地在建和计划建设的储能电池容量
储能电池在电网中发挥的作用包括：
1.维持电网供需平衡：储能电池可以在多个时间尺度上（按秒、分、或小时）来维持电网供需平衡。可快速充电的储能电池特别适合为电网提供辅助服务，如电网频率调节等。
2.借助为电网调峰机会进行价格套利：储能电池可以为电网调峰，使日负荷曲线趋于平缓，并通过在较低价格（或负价格）期间购买电能充电，之后在价格较高期间销售电能，将部分电力需求从高峰时段转移至其他时段，从而减少电网供电成本以及电网备用机组容量，进而从整体上使电价水平较低。
3.储存及调整可再生能源发电：储能电池可以减少可再生能源的浪费，储存过剩的太阳能和风能发电，并在需要时将电能提供给电网或本地负载，这样可以减少由于风电和太阳能发电过剩引起的批发市场负电价情况，以及在晚间用电高峰期出现的电价上涨情况。将储能电池配置到太阳能和风能发电系统当中，可以使经营者更有预见性地统筹发电供电。
4.推迟电网大规模基础设施投资：随着电力需求的不断增长，部分地区可能需要扩建电网，如升级变电站或建设额外的输配电线路，以满足负荷侧的需求，这将花费数千万美元。这个问题可以通过在电网关键位置安装储能电池解决，既可以减少电网投资成本，也可以满足电网负荷侧的需求，同时推迟电网大规模基础设施投资。
5.降低终端用户的用电费用：工、商业等大用户电力消费者可以通过在电力需求高峰时使用储能电池来降低他们的电力需求费用。
6.作为备用电源：储能电池可以在停电期间为配电网、企业或家庭等用户提供备用电能，以维持供电可靠性。储能电池作为高级微电网配置的一部分，当微电网与电网部分隔离或临时隔离形成孤岛时，储能电池可帮助其保持电能供应。
刘建平 ：中国智慧能源产业发展回顾与展望
当前，新一轮能源革命正在全球范围内加速推进，智慧能源应运而生、迅猛发展，深刻改变着人类社会生产生活方式。智慧能源，即拥有自组织、自检查、自平衡、自优化等人类大脑功能，满足系统、安全、清洁、经济要求的能源形式，既是能源革命的终极目标，也是能源革命的必经过程，被视为掀起第三次工业革命浪潮的基础源动力。智慧能源的载体是能源，保障是制度，动力是科技，精髓是智慧。
一、智慧能源产业政策密集落地
党的十八大报告提出“推动能源生产和消费革命”。2014年6月，习近平总书记在中央财经领导小组第六次会议上，正式提出全面推进四个能源革命，为我国能源体制改革和行业创新发展指明了方向。发展智慧能源，事关能源革命战略大局。2015年7月，国务院发布《关于积极推进“互联网+”行动的指导意见》，将“互联网+”智慧能源列为重点行动之一，标志着推进智慧能源发展上升为国家战略。2016年以来，在“适应和引领经济社会发展新常态，着眼能源产业全局和长远发展需求，以改革创新为核心，以‘互联网+’为手段，以智能化为基础，紧紧围绕构建绿色低碳、安全高效的现代能源体系，促进能源和信息深度融合，推动能源互联网新技术、新模式和新业态发展，推动能源领域供给侧结构性改革，支撑和推进能源革命”的指导思想下，我国陆续发布《能源生产和消费革命战略(2016-2030)》、《能源技术革命创新行动计划（2016-2030 年）》、《国民经济和社会发展“十三五”规划纲要》、《能源发展“十三五”规划》等战略规划，以及《关于推进“互联网+智慧能源”发展的指导意见》、《推动多能互补集成优化示范工程建设的实施意见》、《关于组织实施“互联网+”智慧能源（能源互联网）示范项目的通知》等系列文件，把推进智慧能源发展作为能源生产和利用方式变革，构建绿色低碳、安全高效现代能源体系的国家战略和重要举措。2017年，国家能源局积极部署和着力推进“多能互补集成优化示范工程”“互联网+智慧能源示范项目”等系列行动，选出了首批在“建设清洁低碳、安全高效现代能源体系”等方面有重要推广意义的多能互补示范工程（23个）和能源互联网示范项目（56个），并将积累经验后在全国范围内推广，标志着我国智慧能源步入全面探索推进时期，分布式能源、能源互联网、能源大数据、能源区块链等能源发展新技术、新模式、新业态不断涌现，智慧能源产业迅猛发展。
二、智慧能源产业发展现状
智慧能源产业是能源产业与信息技术产业的融合，涉及到传统能源、新能源和可再生能源等能源技术，贯穿能源生产、存储、运输、分配、消费等各个环节，并为各个环节提供整体解决方案和配套技术服务，以达到资源和能源最佳配置、优化整个能源系统的目的。智慧能源产业包括新能源生产储输技术、能源转换及替代技术、分布式能源管理、直供电与微电网、电动车与充电桩技术、能效提升技术、智慧照明、智能家居、工业/建筑/交通领域自动控制和智能管理等；涉及到互联网、大数据、物联网、云计算、5G等新一代信息技术，包括传感器、网关、存储器、服务器、通讯产品等软硬件及应用平台；还涉及到节能低碳服务，包括节能技术服务、合同能源管理、节能量交易、碳交易等等。智慧能源产业需要信息与能源的双向流动，需要信息产业和能源产业的深度融合。
按照应用领域划分，智慧能源技术及解决方案包括了工业、建筑、交通等行业层面，企业、区域等组织层面的技术及解决方案等内容。其中工业、建筑、交通等行业层面智慧能源技术及解决方案包括智慧供热、智慧供冷、智慧流体、智慧蒸汽、智能变电站、智能输配电、智慧照明、智慧家居、智慧交通等；企业、区域等组织层面智慧能源技术及解决方案包括企业、区域能耗监测与优化、生产过程优化、能源系统优化等。智慧能源配套技术服务框架包括标准计量服务、检测认证服务、节能低碳服务及测试验证服务等。其中标准计量服务、检测认证服务和节能低碳服务是为智慧能源产业提供的基础通用服务，测试验证服务是为智慧能源产业提供的专项特有服务，是根据智慧能源技术特点衍生出来的一项新的服务。
现阶段我国的智慧能源产业，发展迅猛，但不论是在规模上还是在增速上还相对较小。从整体上看，智慧能源涉及到的分布式能源技术、智能输配电技术、智能用电及智能调度技术、高效节能变频调速控制技术、无功补偿技术、低损耗配变技术、相位跟踪控制技术，以及传感器、网关、流量计、阀门、逻辑模块、编码器、光通讯等产品，在工业、建筑、交通等行业层面以及企业、园区、区域等组织层面的能源管理领域都有着不同程度的发展创新及实践应用，并在此基础上形成了智慧供热、智慧供冷、智慧流体、智慧蒸汽、智能变电站、智能输配电、智慧照明、智慧家居、智慧交通、智慧园区等一系列能源监测管理解决方案。
在“智慧能源”层面，目前产业链各端的企业或机构都只是在零零散散地开展自己的研究和市场化运作，产业资源并未聚集，技术发展比较分散，还没有形成创新发展合力，在智慧能源领域也还没有形成龙头企业，很多厂商基于自有标准提供垂直封闭的智慧能源解决方案，不同方案之间无法互联互通，不同企业生产的产品不能交叉使用，产业链各端配合度较低，导致现阶段难以形成大的产业规模。
三、智慧能源产业发展阶段及展望
（一）2015-2017年——起步阶段
2015年7月，在国务院印发的“互联网＋”行动指导意见中，明确提出了“智慧能源”概念，在接下来2016年和刚刚过去的2017当中，产业发展指引相继出台，社会及产业关注与日俱增。
根据《关于推进多能互补集成优化示范工程建设的实施意见》和《关于组织实施“互联网+”智慧能源（能源互联网）示范项目的通知》，2016年，分别启动了第一批多能互补及能源互联网示范工程建设，2017年，各项示范工程稳步推进。
（二）2018年——试点示范阶段
2018年，将建成一批不同类型、不同规模的试点示范项目；攻克一批重大关键技术与核心装备，能源互联网技术达到国际先进水平；初步建立能源互联网市场机制和市场体系；初步建成能源互联网技术标准体系，形成一批重点技术规范和标准；催生一批能源金融、第三方综合能源服务等新兴业态；培育一批有竞争力的新兴市场主体；探索一批可持续、可推广的发展模式；积累一批重要的改革试点经验。
（三）2019—2025年——规模化推广应用阶段
2019-2025年，将着力推进能源互联网多元化、规模化发展；初步建成能源互联网产业体系，成为经济增长重要驱动力；建成较为完善的能源互联网市场机制和市场体系；形成较为完备的技术及标准体系并推动实现国际化，引领世界能源互联网发展；形成开放共享的能源互联网生态环境，能源综合效率明显改善，可再生能源比重显著提高，化石能源清洁高效利用取得积极进展，大众参与程度大幅提升，有力支撑能源生产和消费革命。
到2020年，各省（区、市）新建产业园区采用终端一体化集成供能系统的比例目标达到50%左右，既有产业园区实施能源综合梯级利用改造的比例目标达到30%左右。
完成推动建设智能化能源生产消费基础设施、加强多能协同综合能源网络建设、推动能源与信息通信基础设施深度融合、营造开放共享的能源互联网生态体系、发展储能和电动汽车应用新模式、发展智慧用能新模式、培育绿色能源灵活交易市场模式、发展能源大数据服务应用、推动能源互联网的关键技术攻关、建设国际领先的能源互联网标准体系等10大重点任务，支撑智慧能源产业培育和发展。
（四）立足国内开拓国际阶段
在完成前阶段的积累和提升后，随着产业发展，我国智慧能源将从国内走向国际，从周边走向远洋。
能源互联网可同时实现促进资源优化和协调资源配置双重目标。在国家大力实施“一带一路”战略，全方位加强能源国际合作的大背景下，构建全球能源互联网对改善我国能源供给、保障我国能源安全意义重大。
另外，我国具备技术实力、市场基础、资源网络和成功经验的行业领先企业将紧抓“一带一路”重大机遇，推进能源基础设施与海外互联互通，推动有竞争优势的能源装备、技术、标准和模式“走出去”，并积极参与全球能源治理。
根据中国智慧能源产业技术创新战略联盟测算，未来智慧能源产业规模将达到10万亿元量级。其中，在智慧能源基础设施与关键器件方面，到2020年有大概1.5万亿到7万亿元的空间；在软件开发方面，大概有3000到5000亿元。2020年，光伏产业规模将达到1万亿元，分布式利用站到光伏系统的70%左右，储能产业规模将达到1000亿，转移负荷在2%到10%之间。
四、能源革命背景下智慧能源产业的机遇与未来发展
要让能源的全产业全环节都充满智慧，打造能源互联网是当前能源革命要迈出的第一步，也是进入智慧能源新纪元的重要里程碑。可以预见，随着能源互联网的不断发展和能源革命的不断推进，能源技术不断突破，能源制度不断完善，各类技术、制度将与能源完美融合于一体，能源互联网不仅可以满足清洁、安全、经济、高效和持续要求，而且也必将遵循人类文明演进的新趋势和新要求，逐渐“进化”出自组织、自检查、自优化、自适应等类似于人类大脑的强大智慧功能，开启智慧能源的全新时代。
（一）现阶段能源互联网和智慧能源的建设思路
1.开发能源新技术。首先要大力开发高密度大容量储能、远距离无线输能、分布式可再生能源并网等能源新技术；其次要积极发展能源大数据、能源云计算、能源物联网等能源信息技术，人工光合、陶瓷电池等能源材料技术，以及微生物驱油、微生物产气等能源生物技术。
2.创立能源新形式。发展煤炭高温热解等传统能源形式的新型利用等；风能、光伏、光热的高效稳定利用，可燃冰、页岩油（气）、氢，以及与石墨烯、多晶硅、钍、钪等新材料结合等能源新形式的推广利用等；还需要根据未来能源发展趋势，积极探索前瞻性能源新形式，争取获得革命性突破。
3.培育能源新业态。一是新型组织模式，如虚拟电厂等；二是新型商业模式，如开展基于光热电化耦合系统的智慧能源城镇建设，基于互联网技术的能源交易平台、能源网络金融等；三是新型服务模式，如能源网上自由按需购退，订单式生产传输，基于大数据的用能咨询、能效产品销售、节能解决方案等。
4.构建能源新制度。一是具有开创性与先见性的催生型新制度，能够使能源互联网按照预定规划健康快速发展；二是改革和完善现有制度和政策支撑体系的适应性新制度，如打破现在各自为政、条块分割的能源数据壁垒，实现全国能源数据共享，建立服务性能源管理新机制和竞争性能源市场新机制等。
（二）现阶段需要突破的关键技术
接口技术：必须逐步完善能源互联网各类型设备以及信息、数据、能量、能源接口标准以及信息传输协议，从而保证其中信息流、能量流与能源流的互联互通；转换技术：保证能够根据消费需求，将能源即时转换为电、冷、热等方便、直接的能量形式；传输技术：大力发展能量大规模传输、双向传输、无线传输等技术，解除地域或环境限制；存储技术：大力发展压缩空气储能、电化学储能、超导磁储能等新兴储能技术以及钠硫电池、液流电池、锂离子电池、超级电容器、飞轮等储能设备和产品；平衡技术：必须大力建设能源路由器等能源平衡技术，通过高效的传输装置、转换装置、路由装置等，实现能源高效低耗的最优传输和调配；安全技术：必须积极研究网络安全接入以及网络安全防护等各种关键技术，增强能源互联网抗风险、抗攻击、抗故障的自防自纠自愈能力。
（三）从能源互联网到智慧能源的实施步骤
1.夯实基础。联接各种能源终端设备，不断扩充能源互联网节点，汇总各级各类节点信息，建设能源大数据，运用能源云计算，初步实现信息流。提高电网智能化水平，将各种能源大部分转化为能够直接利用的能量如电力、热能等，初步实现能量流。夯实能源物联网，提高直接使用的煤、油、气等物流使用效率，初步实现能源流。推动示范先行，营造开放包容的创新环境，鼓励多元化的技术、机制及模式创新，因地制宜推进能源互联网新技术与新模式先行先试。
2.持续推进。进一步与“人”联接，以人为中心，使用户、能源、设备之间实时交互交流，信息数据即时传输分析，保证科学供给、动态调配、合理消费，在此基础上逐步形成多层次、多功能的能源互联网。同时，在新制度保障下，建立市场化机制，深化能源体制机制改革，还原能源商品属性，构建有效竞争的市场结构和市场体系，推动能源消费、供给和技术革命，不断强化互联网与能源之间的高效联动，实现产业化，进一步促进能源新技术、新形式、新业态形成。
3.充实完善。高度实现能源开发利用的清洁化和低碳化、分布式与自主性。在能源互联网体系下，能源完全以人为本，全过程智能可控，运行效率大幅提高。鼓励社会资本参与，依靠金融创新探索企业和项目融资、收益分配和风险补偿机制，支持符合条件的能源互联网项目实施主体通过发行债券、股权交易、众筹、PPP等方式进行融资，积极发挥基金、融资租赁、担保等金融机构优势，引导更多的社会资本投向能源互联网产业，搭建能源及能源衍生品的价值流转体系，支持能源资源、设备、服务、应用的资本化。在能源开发、传输、转化和消费过程中逐步引入拟人脑智慧功能，逐渐过渡到智慧能源的高级阶段。 | 
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