《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》发布
《通知》主要内容为：
1、“三北”地区原则上可选取不超过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
2、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，鼓励各地规划集中式新能源基地时配置适当的电储能设施，鼓励小区、楼宇、工商企业等用户侧建设分布式电储能设施；
3、促进发电侧电储能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。独立参与调峰的，容量10MW以上，持续时间4小时以上，放电电量等同于发电厂发电电量，按发电厂合同结算；
4、在用户侧建设的电储能设施，可视为分布式电源就近向电力用户出售。充电电价即可执行目录电价，也可参与电力直接交易购买低谷电量，放电电量可自用，可向附近电力用户出售。
5、用户侧建设的一定规模的电储能设施，可作为独立市场主体，深度调峰。
FERC批准分布式能源参与Cal-ISO的电力批发市场
2016年6月，FERC批准Cal-ISO的提案，允许分布式能源（Distributed Energy Resource，DER）经过集成后集中参与电力批发市场，集成的最低规模为0.5MW。
1、现有的规模大于1MW的发电系统需要以独立身份参与市场，无法作为分布式能源被DER提供商集成。规模在0.5-1MW的独立发电系统，除非终止现有的发电合约，否则也无法作为分布式能源由DER提供商集成。
2、需求响应资源无法作为可集成的分布式能源参与电力零售市场，它仍然是一种可缩减的负荷。
3、已经参与电力零售项目（例如net metering）的发电资源将不被允许参与批发市场。
4、集成的分布式能源可以在一个价格节点下进行集成，如果涉及多个价格节点，则系统规模不能超过20MW。
5、集成的分布式能源必须安装在独立的子负荷集成点“sub-load aggregation point”，即在每个Utility区域内存在输电限制的区域，以此确保集成的分布式能源系统不会对当地电网造成拥塞和冲击。
FERC此次接纳DER集成商作为一个新的市场参与方的主要目的是为了增加当地电力市场的竞争性。ISO需要在6个月内制定DER规则并上报给FERC，包括已有参与意向的DER集成商的数量和状态，如何协调输配电系统等。
ESA就储能参与地区电力批发市场向FERC提出公开建议
储能系统可以应用在多种不同领域，并且在技术上能够参与所有电力市场服务。然而此前围绕化石能源建立起的市场规则已经明显阻碍了储能的应用。需要修改规则以提高在电力批发市场中储能与传统电力资源的竞争力。
1、RTOs和ISOs建立电力资源分类、资格标准和性能要求，以保证储能在电力服务市场中得到充分竞争。
2、通过修订容量市场和辅助服务市场规则和机制设计，提高市场竞争力，对储能灵活电力资源给予奖励
3、保证电力市场充分竞争，为分布式储能完全参与电力市场提供畅通的渠道，使得储能可以参与全部电网服务。
国家能源局批复国内首个参与配售电业务的分布式能源项目
2016年6月7日消息，国家能源局批复国内首个参与配售电业务的分布式能源项目——京能集团深圳国际低碳城分布式能源项目。该项目将率先在国内实现发、配、售电一体化，通过智能电网建立“互联网+”基础平台，打造创新型能源供应方式。
深圳国际低碳城分布式能源项目是针对深圳国际低碳城启动区量身打造的区域能源供应系统。项目总装机容量约60MW，是燃气-蒸汽热电冷三联供分布式能源站。项目组成主要有分布式能源站、沼气制备中心、智能电网工程及冷、热网工程，其中分布式能源站主要包括内燃机厂房、综合能源集控中心以及综合水区等;沼气制备中心主要包括沼气污水处理厂房、内燃机厂房(含办公楼)、沼气储罐区、地下中水池等。
Saudi发布CSP+储热和PV+储能成本比较研究成果
Saudi Aramco发布太阳能储能的装机成本研究成果，比较了不同场景下，带储热的CSP与PV+锂电储能成本。研究成果表明：
1、2021年PV+锂电的系统成本将优于CSP+7小时储热；2026年PV+锂电的成本将优于CSP+15小时储热；
2、在光照条件好的地区，对于几小时储能，PV+锂电是最经济的光储解决；CSP可以为长周期储能匹配更低的发电成本。
3、Saudi预测未来10年CSP+6小时储热的系统成本将从2016年的$5.32/W降低到2021年的$4.28/W，2026年将达到$3.80/W。预测条件：2016年CSP循环效率90%，运营成本$60/kW，产量$2111kWh/kW；2016-2021年全球CSP新增容量4GW；2022-2026年全球CSP新增装机8GW。
4、大规模PV+储能（光伏>100MW），假设2016年PV系统成本$1.10/W，锂电储能系统成本$535/kWh。未来锂电成本下降趋势将类似于此前的光伏，生产规模增加一倍，系统成本降低14%。
5、CSP+储热目前的度电成本（LCOE，levelized cost of electricity）约为$14cents/kWh；PV+4小时储能的LCOE约为$10cents/kWh.
纽约联合爱迪生公司与Sunverge Energy Storage、SunPower PV公司联手打造虚拟电厂
纽约公共事业联合爱迪生公司，SunPower和Sunverge正式宣布一个1500万美元的虚拟电厂试验项目计划，将为布鲁克林区和皇后区的300个家庭提供租赁的高效光伏板和锂电池储能系统。每个家庭都将配备7kW-9kW屋顶光伏系统和6kW/19.4kWh储能系统。今年夏天将正式启动该项目，项目应用包括输配延缓，削峰，调频，容量市场和电力批发市场。
联合爱迪生公司将拥有这些储能系统，目标是汇聚1.8MW/4MWh的容量，用作虚拟电厂。公共事业拥有这些设备资产，能够便于测试技术能力收集信息，创造出第三方市场结构。
法国部署52MW光储项目
近日，法国环境、能源与海洋部公布了计划建于科西嘉岛及海外一些法署岛屿的52MW光储项目的竞标获胜单位。获胜单位共计33家，将在科西嘉岛、瓜德罗普岛、圭亚那、留尼旺岛和马提尼克岛上建设光储项目，项目总装机52MW。该部门预测，项目一旦成功，每年将引入1.4亿欧元的投资，发出70GWh的清洁电力。
光储项目是为了发挥岛上可再生能源的巨大潜力，最大化地利用可再生能源，项目形式既包括屋顶光伏、车棚顶光伏还包括地面光伏，与储能系统结合，既可自发自用，也可向电网提供多种能源服务。
TEP 获准开发储能系统
Tucson Electric Power (TEP)与 E.ON Climate & Renewables，以及NextEra Energy Resources签订了长期合同，建设两个大规模的创新型储能系统。
该项目由Arizona Corporation Commission (ACC)核准，该项目被用于提高服务稳定性，研究在可再生能源不断增多的情况下，储能如何支持电力系统。两个项目都是10年的、以项目绩效为基础的合同，以最大化的降低用户和公司的金融风险。项目包括：
• 一个10MW的锂镍锰钴电池系统将安装在10号洲际公路和West Grant公路附近的TEP的变电站。NextEra Energy Resources将负责系统安装，预计今年年底投入运行。
• 一个10MW的钛酸锂储能系统和一个2MW的太阳能光伏位于亚利桑那州大学科技园该设施将由位于芝加哥的E.ON Climate & Renewables来建设，预计将于2017年的第一季度完工。
储能系统主要帮助TEP解决以下问题：
• 区域电网的电压频率忽然下降时，像TEP这样的发电商就被要求立刻ramp up输出以维持频率稳定，储能系统可以帮助其实现这种功能。
• 断电的情况时，该系统还能提供高达1个小时的5MW的电力。
• 帮助TEP接入更多可再生能源，预计到2030年底，TEP还将接入800MW的新能源，预计总可再生能源容量将达到1,200 MW。