2018年，我國儲能市場延續了高速增長態勢，電化學儲能發展再次引發了社會各界的廣泛關注。根據在電力系統中應用環節的不同，業界和學者一般將儲能分為電源側、電網側和用戶側三大應用類型。其中用戶側儲能指用戶內部場地或鄰近建設，并接入用戶內部、一般由用戶自行調用的儲能系統，主要以市場化方式為用戶提供削峰填谷、需量管理、備用電源、分布式發電+儲能一體化運行等功能。

現有項目集中在工商業較為發達省份

與電網側和電源側儲能不同，用戶側儲能直接面對終端用戶，具有規模小、初始投資低、布局分散、主要接入配網和自主調控等特點，決定了它的發展主要由市場驅動，也是產業發展初期的絕佳試水點。2018年之前，用戶側儲能一直是我國儲能市場增長的領頭羊，根據儲能產業政策研究中心（RCESIP）全球儲能項目數據庫的統計，2017年，我國用戶側新增投運儲能項目占比約為60%，裝機約6萬千瓦，2018年，受電網側儲能爆發式增長影響，這一比例降低至24%，但用戶側儲能新增裝機仍達到14.5萬千瓦，累計裝機25.4萬千瓦，同比增長130%，仍然保持著極高的增長速度。

從技術類型看，較早在此領域布局的儲能企業以鉛炭電池廠家為主，且鉛炭電池成本相對較低，是目前用戶側儲能領域占比最高的技術類型，2018年底裝機規模達到15.6萬千瓦，占比61.3%，其次依次是磷酸鐵鋰、梯次利用電池以及其它儲能技術，占比分別為32.5%、4.2%和1.9%。

從發展布局看，用戶側儲能項目主要集中在峰谷電價差較高且工商業較為發達的省份，排名前4位的省份依次是江蘇（16.5萬千瓦）、廣東（4萬千瓦）、湖南（1萬千瓦）和山東（0.7萬千瓦）。

峰谷價差大于0.7元/千瓦時具備盈利條件

降低用戶用能成本是用戶側儲能盈利和發展的重要驅動因素。目前用戶側儲能盈利模式主要包括峰谷套利、需量電費管理、需求側響應和光儲聯合運行等模式。

削峰填谷是目前用戶側儲能應用最廣的模式，主要通過低充高放實現峰谷套利或減少需量電費實現盈利。由于各地區的峰谷電價存在差異，不同地區的儲能項目經濟性不同。考慮一般工商業用戶僅通過峰谷套利作為主要盈利模式，大工業用戶在通過峰谷價差減少電度電費支出的同時，還可以利用儲能減少最大需量電費，一般認為峰谷價差大于0.7元/千瓦時即具備盈利條件，目前湖北、北京、江蘇、上海、河南等東中部地區收益相對較高。

大工業用戶峰谷價差小于一般工商業，僅通過峰谷套利模式難以盈利。考慮儲能還可降低用戶最大負荷需求，減少需量電費，若通過峰谷套利+降低需量電費在部分省市具備盈利條件，按可降低最大負荷值為儲能容量的30%測算，上海、湖北、江蘇、北京的大工業用戶側儲能可實現盈利。

用戶側儲能設備參與需求響應的成本收益與市場機制有較大關系。目前大部分地區儲能參與需求響應的相關市場政策和收益機制尚不明確，但江蘇、廣東等地區發展較快，已經出臺了儲能參與需求響應的相關辦法。以江蘇為例，根據目前峰谷電價及需求響應激勵政策，儲能設備參與削峰和填谷的需求響應收益約為5-12元/千瓦，參與一次需求響應額總激勵收益在3萬-12萬元左右。

政策變化將讓峰谷套利空間存在不確定性

用戶側儲能高速增長的原因非常復雜，其技術經濟性實際還遠未成熟，這是由市場預期向好、企業搶占市場份額和項目試點推廣等多種因素導致。調研表明，目前用戶側儲能雖然理論盈利能力尚可，但實際運行中效率、循環壽命等可能難以達到可研測算條件，投資回報率低于預期，很多投資項目存在試水搶占市場份額和消化動力電池產能心態。

此外，用戶側儲能盈利能力受峰谷電價政策影響較大，政策變化將使得套利空間存在不確定性。一方面總體降電價趨勢可能壓縮峰谷套利盈利空間，2018年以來一般工商業電價已降低10%，2019年《政府工作報告》明確指出將繼續深化電力體制改革，一般工商業電價再降10%。考慮到峰谷電價調整前后平均電價水平不變這一電價設置原則，在總體電價下降的趨勢下，峰谷電價套利模式的盈利空間將會進一步收窄。另一方面目前我國峰谷分時電價政策實施多年，但動態調整較少，存在較多問題，如峰谷時段劃分調整不及時，部分省份有“峰谷倒置”現象，且設置峰谷電價差未充分考慮地區差異，普遍采用的2～3倍電價差在有些地區引導用電效果不明顯，而另一些地區卻反應過度。隨著未來峰谷價差政策的規范化和動態化調整，以及向電力現貨市場的逐步過渡，用戶側儲能的盈利測算有可能不再依據單一靜態的峰谷價差，而與市場需求和波動聯系緊密，盈利前景不確定性將大大增加。

多種用戶側儲能應用場景待開發

用戶側儲能資源往往具有小規模、海量、分散等特點，若僅依靠用戶側儲能自發的充放電行為，既無法為用戶在電網生產運行中尋找到利益最大化的價值空間，也難以形成合力徹底釋放儲能的靈活調節能力。所以，用戶側儲能需要基于自身特點找到更適合的運營模式。從細分應用領域看，目前用戶側儲能基本都布局在工商業用戶端，居民側市場方面，儲能盈利前景更加堪憂，一是目前我國大部分地區針對居民用戶都采取單一電價或階梯電價機制，僅個別省份針對用戶制定了峰谷分時定價，且峰谷價差較小，約在0.2-0.3元/千瓦時，因此用戶側儲能現行套利模式對居民用戶并不適用；二是我國居民電價享受著高額電價交叉補貼，補貼標準高、規模大、影響范圍廣，從我國基本國情來看，交叉補貼在短時間內難以取消，居民電價長時間內將維持低價，進一步降低了居民用戶安裝儲能的積極性；三是我國居民居住條件也不利于居民側儲能發展。和國外相比，我國居民居住空間相對較小，城鎮居民居住多為密集型住宅群，同時樓頂等產權也不明確，在空間上不具備發展居民側儲能的條件。

此外，“分布式新能源+儲能”是用戶側儲能的重要應用場景之一，但目前仍不具備經濟性。儲能可以平滑分布式新能源出力波動，減少對電網沖擊，同時也可通過低充高放降低新能源棄電比例，促進新能源消納。但從經濟性看，有研究對風電+儲能和光伏+儲能分別進行內部收益率測算，由于儲能目前成本還較高，單純靠減少棄風棄光電量并不足以抵消投入，結果表明不同資源區風電場和光伏配置儲能后內部收益率均有不同程度下降，總體經濟性都欠佳，僅在西藏地區具備一定盈利空間。隨著光伏補貼不斷退坡，這一商業模式的盈利不確定性也在逐漸加強。未來在推動技術進步和成本下降的同時，還需要探索儲能在與新能源聯合應用的多重價值，給予儲能更加合理的收益和價值發現方式。

“因儲制宜”實現資源廣域協調優化

為實現儲能資源與需求的協調匹配、提升儲能裝置利用效率，聚合大量分散儲能資源、形成規模化優勢是用戶側儲能充分發揮價值的可行方向。

不同儲能裝置的容量、并網電壓等級等技術指標存在差異。為更好地發揮資源聚合帶來的價值創造能力，既要搭建統一的網絡化平臺架構，為開放共享、協同發展的儲能產業生態圈建設提供支撐，也要針對不同儲能設施的運行特點、不同應用場景的實際需求設計差異化的管理方案，借助大數據、人工智能等先進信息技術手段為海量分散資源聚合提供便利。

差異化管理方面，一是要考慮“因儲制宜”的標準設計，不同儲能設施的規模容量、技術路線存在不同的特點，需要在運維管理差異化需要和規范化平臺接入準則之間實現有效銜接，滿足能源市場生產者和消費者的互動需求。二是要兼顧多元化主體利益，結合實際應用場景需求，充分考慮用戶、電網、儲能廠商的不同利益訴求，借助價格信號或補償機制，在用戶自主調控與平臺統一管理之間進行平衡，充分發揮儲能資源的聚合應用價值。

多手段聚合資源方面，需要以數據互換、通信互聯為切入點，廣泛運用大數據、人工智能等手段提升資源聚合價值。單個儲能設備往往依據自身而非全局信息進行出力狀態優化，設備之間協作的系統性、協調性較低。海量分布式儲能接入后，為有效聚合各類儲能資源、拓展儲能效益空間、提升系統運行效率，需要借助大數據、云計算、人工智能等新型技術進行輔助管理，提升儲能設備“感知”能力，消除彼此間能量存儲、響應特性等信息的不對稱，從而實現儲能資源廣域協調優化。通過有序參與電力市場交易、充分發揮增減負荷的靈活調節作用，用戶側儲能運營商、儲能服務消費者、電網企業等多方主體可實現共贏。