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油酸值测试仪在分布式电源中的应用：
根据IEA统计分析，2012年储能装机总量128GW中抽水储能占比为99%。抽水蓄能是典型的发电端储能技术，这反映了电力供应格局的现状。风能和太阳能发电的比重上升，正在带来分布式发电的革命，也带来了分布式的储能需求。
早启动的是离网储能应用。在电价市场化的国家，部分居民的地理位置偏远，而导致电价高企，这类离网的储能需求可以在更高的价格下启动，比如在德国市场，700欧元/kwh的储能系统也有市场需求。E3DC是德国锂离子家庭储能系统的，*自称为80%，主要产品是太阳能发电及储能系统，其S10配置的电池容量13.8kwh，而太阳能发电功率为12KW，其累计出货已超过1000套。
太阳能发电成本低于居民电价后，分布式发电的出路是自用，如果储能成本足够低，则用户有动力通过储能系统把太阳能发电得到的电力用于高峰电价时段。居民电价高的国家更容易启动这个市场，这些国家多集中在欧洲。以德国为例，估计其分布式太阳能发电成本在0.13欧元，居民电价在0.26欧元，则储能成本在0.13欧元左右时，这类储能需求将兴起，考虑到德国正在执行的30%的储能补贴政策，实际成本在0.18欧元/度时就可以启动，考虑到中间渠道产生的加价(30-50%)，我们估计2016年德国市场这类需求就将大范围启动。
靠天发电的特性决定了这2种新能源发电技术的输出电力都是不稳定的，需要通过储能系统实现负荷平衡，至少是负荷平滑，这通常需要的储能系统需要按照10%-30%的小时发电量配置，而即便按照10%每小时发电量配套储能装置，根据2014年预计的风光发电出货量来看，潜在的配套储能系统需求保守估计在8GWH/年。但是，实际上由于储能单元成本居高不下，储能系统的渗透率非常低。这一需求的启动，取决于电网的上网政策规定。
长远来看，峰谷用电调峰需求巨大。以负荷差异来看，我们估计潜在的调峰市场在7.5%的总装机量(国内峰谷负荷差为30-40%)。根据2013年全国电网发电装机容量为1250GW，日均发电量14657GWH，电网调峰储能需求在94GW，或1100GWH。这个市场中，抽水蓄能目前是主力。2013年中国的抽水蓄能电站投产容量21.5GW(储能功率在总装机容量的占比为1.72%)，在建14.2GW。新型储能技术要进入这个领域，至少需要将度电储能成本降低到峰谷电价差的水平，国内平均在0.60元/度。
以磷酸铁锂技术为例，要达到0.6元/度的成本，则储能系统成本投资为900元/KWH，而目前的厂商出货成本在3000元/KWH，仍需要有巨大的下降幅度(或者商业模式创新)。磷酸铁锂是否有潜力下降到900元/KWH，目前看不清楚，这是一项有挑战性的指标。
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