2018年，我國儲能市場延續(xù)了高速增長態(tài)勢，電化學(xué)儲能發(fā)展再次引發(fā)了社會(huì)各界的廣泛關(guān)注。根據(jù)在電力系統(tǒng)中應(yīng)用環(huán)節(jié)的不同，業(yè)界和學(xué)者一般將儲能分為電源側(cè)、電網(wǎng)側(cè)和用戶側(cè)三大應(yīng)用類型。其中用戶側(cè)儲能指用戶內(nèi)部場地或鄰近建設(shè)，并接入用戶內(nèi)部、一般由用戶自行調(diào)用的儲能系統(tǒng)，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(fā)電+儲能一體化運(yùn)行等功能。

現(xiàn)有項(xiàng)目集中在工商業(yè)較為發(fā)達(dá)省份

與電網(wǎng)側(cè)和電源側(cè)儲能不同，用戶側(cè)儲能直接面對終端用戶，具有規(guī)模小、初始投資低、布局分散、主要接入配網(wǎng)和自主調(diào)控等特點(diǎn)，決定了它的發(fā)展主要由市場驅(qū)動(dòng)，也是產(chǎn)業(yè)發(fā)展初期的絕佳試水點(diǎn)。2018年之前，用戶側(cè)儲能一直是我國儲能市場增長的領(lǐng)頭羊，根據(jù)儲能產(chǎn)業(yè)政策研究中心（RCESIP）全球儲能項(xiàng)目數(shù)據(jù)庫的統(tǒng)計(jì)，2017年，我國用戶側(cè)新增投運(yùn)儲能項(xiàng)目占比約為60%，裝機(jī)約6萬千瓦，2018年，受電網(wǎng)側(cè)儲能爆發(fā)式增長影響，這一比例降低至24%，但用戶側(cè)儲能新增裝機(jī)仍達(dá)到14.5萬千瓦，累計(jì)裝機(jī)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(shù)類型看，較早在此領(lǐng)域布局的儲能企業(yè)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(cè)儲能領(lǐng)域占比最高的技術(shù)類型，2018年底裝機(jī)規(guī)模達(dá)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(shù)，占比分別為32.5%、4.2%和1.9%。

從發(fā)展布局看，用戶側(cè)儲能項(xiàng)目主要集中在峰谷電價(jià)差較高且工商業(yè)較為發(fā)達(dá)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(jià)差大于0.7元/千瓦時(shí)具備盈利條件

降低用戶用能成本是用戶側(cè)儲能盈利和發(fā)展的重要驅(qū)動(dòng)因素。目前用戶側(cè)儲能盈利模式主要包括峰谷套利、需量電費(fèi)管理、需求側(cè)響應(yīng)和光儲聯(lián)合運(yùn)行等模式。

削峰填谷是目前用戶側(cè)儲能應(yīng)用最廣的模式，主要通過低充高放實(shí)現(xiàn)峰谷套利或減少需量電費(fèi)實(shí)現(xiàn)盈利。由于各地區(qū)的峰谷電價(jià)存在差異，不同地區(qū)的儲能項(xiàng)目經(jīng)濟(jì)性不同?？紤]一般工商業(yè)用戶僅通過峰谷套利作為主要盈利模式，大工業(yè)用戶在通過峰谷價(jià)差減少電度電費(fèi)支出的同時(shí)，還可以利用儲能減少最大需量電費(fèi)，一般認(rèn)為峰谷價(jià)差大于0.7元/千瓦時(shí)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(qū)收益相對較高。

大工業(yè)用戶峰谷價(jià)差小于一般工商業(yè)，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(fù)荷需求，減少需量電費(fèi)，若通過峰谷套利+降低需量電費(fèi)在部分省市具備盈利條件，按可降低最大負(fù)荷值為儲能容量的30%測算，上海、湖北、江蘇、北京的大工業(yè)用戶側(cè)儲能可實(shí)現(xiàn)盈利。

用戶側(cè)儲能設(shè)備參與需求響應(yīng)的成本收益與市場機(jī)制有較大關(guān)系。目前大部分地區(qū)儲能參與需求響應(yīng)的相關(guān)市場政策和收益機(jī)制尚不明確，但江蘇、廣東等地區(qū)發(fā)展較快，已經(jīng)出臺了儲能參與需求響應(yīng)的相關(guān)辦法。以江蘇為例，根據(jù)目前峰谷電價(jià)及需求響應(yīng)激勵(lì)政策，儲能設(shè)備參與削峰和填谷的需求響應(yīng)收益約為5-12元/千瓦，參與一次需求響應(yīng)額總激勵(lì)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(cè)儲能高速增長的原因非常復(fù)雜，其技術(shù)經(jīng)濟(jì)性實(shí)際還遠(yuǎn)未成熟，這是由市場預(yù)期向好、企業(yè)搶占市場份額和項(xiàng)目試點(diǎn)推廣等多種因素導(dǎo)致。調(diào)研表明，目前用戶側(cè)儲能雖然理論盈利能力尚可，但實(shí)際運(yùn)行中效率、循環(huán)壽命等可能難以達(dá)到可研測算條件，投資回報(bào)率低于預(yù)期，很多投資項(xiàng)目存在試水搶占市場份額和消化動(dòng)力電池產(chǎn)能心態(tài)。

此外，用戶側(cè)儲能盈利能力受峰谷電價(jià)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(jià)趨勢可能壓縮峰谷套利盈利空間，2018年以來一般工商業(yè)電價(jià)已降低10%，2019年《政府工作報(bào)告》明確指出將繼續(xù)深化電力體制改革，一般工商業(yè)電價(jià)再降10%?？紤]到峰谷電價(jià)調(diào)整前后平均電價(jià)水平不變這一電價(jià)設(shè)置原則，在總體電價(jià)下降的趨勢下，峰谷電價(jià)套利模式的盈利空間將會(huì)進(jìn)一步收窄。另一方面目前我國峰谷分時(shí)電價(jià)政策實(shí)施多年，但動(dòng)態(tài)調(diào)整較少，存在較多問題，如峰谷時(shí)段劃分調(diào)整不及時(shí)，部分省份有“峰谷倒置”現(xiàn)象，且設(shè)置峰谷電價(jià)差未充分考慮地區(qū)差異，普遍采用的2～3倍電價(jià)差在有些地區(qū)引導(dǎo)用電效果不明顯，而另一些地區(qū)卻反應(yīng)過度。隨著未來峰谷價(jià)差政策的規(guī)范化和動(dòng)態(tài)化調(diào)整，以及向電力現(xiàn)貨市場的逐步過渡，用戶側(cè)儲能的盈利測算有可能不再依據(jù)單一靜態(tài)的峰谷價(jià)差，而與市場需求和波動(dòng)聯(lián)系緊密，盈利前景不確定性將大大增加。

多種用戶側(cè)儲能應(yīng)用場景待開發(fā)

用戶側(cè)儲能資源往往具有小規(guī)模、海量、分散等特點(diǎn)，若僅依靠用戶側(cè)儲能自發(fā)的充放電行為，既無法為用戶在電網(wǎng)生產(chǎn)運(yùn)行中尋找到利益最大化的價(jià)值空間，也難以形成合力徹底釋放儲能的靈活調(diào)節(jié)能力。所以，用戶側(cè)儲能需要基于自身特點(diǎn)找到更適合的運(yùn)營模式。從細(xì)分應(yīng)用領(lǐng)域看，目前用戶側(cè)儲能基本都布局在工商業(yè)用戶端，居民側(cè)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(qū)針對居民用戶都采取單一電價(jià)或階梯電價(jià)機(jī)制，僅個(gè)別省份針對用戶制定了峰谷分時(shí)定價(jià)，且峰谷價(jià)差較小，約在0.2-0.3元/千瓦時(shí)，因此用戶側(cè)儲能現(xiàn)行套利模式對居民用戶并不適用；二是我國居民電價(jià)享受著高額電價(jià)交叉補(bǔ)貼，補(bǔ)貼標(biāo)準(zhǔn)高、規(guī)模大、影響范圍廣，從我國基本國情來看，交叉補(bǔ)貼在短時(shí)間內(nèi)難以取消，居民電價(jià)長時(shí)間內(nèi)將維持低價(jià)，進(jìn)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(cè)儲能發(fā)展。和國外相比，我國居民居住空間相對較小，城鎮(zhèn)居民居住多為密集型住宅群，同時(shí)樓頂?shù)犬a(chǎn)權(quán)也不明確，在空間上不具備發(fā)展居民側(cè)儲能的條件。

此外，“分布式新能源+儲能”是用戶側(cè)儲能的重要應(yīng)用場景之一，但目前仍不具備經(jīng)濟(jì)性。儲能可以平滑分布式新能源出力波動(dòng)，減少對電網(wǎng)沖擊，同時(shí)也可通過低充高放降低新能源棄電比例，促進(jìn)新能源消納。但從經(jīng)濟(jì)性看，有研究對風(fēng)電+儲能和光伏+儲能分別進(jìn)行內(nèi)部收益率測算，由于儲能目前成本還較高，單純靠減少棄風(fēng)棄光電量并不足以抵消投入，結(jié)果表明不同資源區(qū)風(fēng)電場和光伏配置儲能后內(nèi)部收益率均有不同程度下降，總體經(jīng)濟(jì)性都欠佳，僅在西藏地區(qū)具備一定盈利空間。隨著光伏補(bǔ)貼不斷退坡，這一商業(yè)模式的盈利不確定性也在逐漸加強(qiáng)。未來在推動(dòng)技術(shù)進(jìn)步和成本下降的同時(shí)，還需要探索儲能在與新能源聯(lián)合應(yīng)用的多重價(jià)值，給予儲能更加合理的收益和價(jià)值發(fā)現(xiàn)方式。

“因儲制宜”實(shí)現(xiàn)資源廣域協(xié)調(diào)優(yōu)化

為實(shí)現(xiàn)儲能資源與需求的協(xié)調(diào)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(guī)?；瘍?yōu)勢是用戶側(cè)儲能充分發(fā)揮價(jià)值的可行方向。

不同儲能裝置的容量、并網(wǎng)電壓等級等技術(shù)指標(biāo)存在差異。為更好地發(fā)揮資源聚合帶來的價(jià)值創(chuàng)造能力，既要搭建統(tǒng)一的網(wǎng)絡(luò)化平臺架構(gòu)，為開放共享、協(xié)同發(fā)展的儲能產(chǎn)業(yè)生態(tài)圈建設(shè)提供支撐，也要針對不同儲能設(shè)施的運(yùn)行特點(diǎn)、不同應(yīng)用場景的實(shí)際需求設(shè)計(jì)差異化的管理方案，借助大數(shù)據(jù)、人工智能等先進(jìn)信息技術(shù)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(biāo)準(zhǔn)設(shè)計(jì)，不同儲能設(shè)施的規(guī)模容量、技術(shù)路線存在不同的特點(diǎn)，需要在運(yùn)維管理差異化需要和規(guī)范化平臺接入準(zhǔn)則之間實(shí)現(xiàn)有效銜接，滿足能源市場生產(chǎn)者和消費(fèi)者的互動(dòng)需求。二是要兼顧多元化主體利益，結(jié)合實(shí)際應(yīng)用場景需求，充分考慮用戶、電網(wǎng)、儲能廠商的不同利益訴求，借助價(jià)格信號或補(bǔ)償機(jī)制，在用戶自主調(diào)控與平臺統(tǒng)一管理之間進(jìn)行平衡，充分發(fā)揮儲能資源的聚合應(yīng)用價(jià)值。

多手段聚合資源方面，需要以數(shù)據(jù)互換、通信互聯(lián)為切入點(diǎn)，廣泛運(yùn)用大數(shù)據(jù)、人工智能等手段提升資源聚合價(jià)值。單個(gè)儲能設(shè)備往往依據(jù)自身而非全局信息進(jìn)行出力狀態(tài)優(yōu)化，設(shè)備之間協(xié)作的系統(tǒng)性、協(xié)調(diào)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(tǒng)運(yùn)行效率，需要借助大數(shù)據(jù)、云計(jì)算、人工智能等新型技術(shù)進(jìn)行輔助管理，提升儲能設(shè)備“感知”能力，消除彼此間能量存儲、響應(yīng)特性等信息的不對稱，從而實(shí)現(xiàn)儲能資源廣域協(xié)調(diào)優(yōu)化。通過有序參與電力市場交易、充分發(fā)揮增減負(fù)荷的靈活調(diào)節(jié)作用，用戶側(cè)儲能運(yùn)營商、儲能服務(wù)消費(fèi)者、電網(wǎng)企業(yè)等多方主體可實(shí)現(xiàn)共贏。