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“去年储能的系统成本大约1.6元/Wh，预计今年内能够降到1.4元/Wh。储能系统成本一旦降下来，用户侧储能市场就真正打开了。”
用户侧储能对于经济性、盈利能力的要求较高，也是市场化环境下发挥储能技术价值的重要应用场景，有观点认为，当用户侧储能实现规模化应用时，储能行业才将真正迎来高速发展。
用户侧储能市场
用户侧储能直接面对终端用户，具有规模小、初始投资低、布局分散、主要接入配网和自主调控等特点，决定了它的发展主要由市场驱动，也是产业发展初期的绝佳试水点。2018年之前，用户侧储能一直是我国储能市场增长的领头羊，根据储能产业政策研究中心（RCESIP）全球储能项目数据库的统计，2017年，我国用户侧新增投运储能项目占比约为60%，装机约6万千瓦，2018年，受电网侧储能爆发式增长影响，这一比例降低至24%，但用户侧储能新增装机仍达到14.5万千瓦，累计装机25.4万千瓦，同比增长130%，仍然保持着极高的增长速度。
从技术类型看，较早在此领域布局的储能企业以铅炭电池厂家为主，且铅炭电池成本相对较低，是目前用户侧储能领域占比最高的技术类型，2018年底装机规模达到15.6万千瓦，占比61.3%，其次依次是磷酸铁锂、梯次利用电池以及其它储能技术，占比分别为32.5%、4.2%和1.9%。
从发展布局看，用户侧储能项目主要集中在峰谷电价差较高且工商业较为发达的省份，排名前4位的省份依次是江苏（16.5万千瓦）、广东（4万千瓦）、湖南（1万千瓦）和山东（0.7万千瓦）。
截至2018年底，北京市共有40个已经投运的储能项目，总装机达到31.7兆瓦，118.4兆瓦时，在这40个项目中，99%都是用户侧储能项目。“首先北京的用电性质多为一般工商业用电，峰谷价差在全国最大，可达到1.1元/千瓦时，业内普遍认为0.7元/千瓦时的峰谷价差是开展用户侧储能的一个门槛；其次北京电力负荷压力大，用户侧储能可以发挥削峰填谷的作用，有效缓解高负荷现状。所以，北京发展用户侧储能有得天独厚的优势。”中关村储能产业技术联盟研究经理王思分析说。
截止2019年3月底，江苏全省已建成60座客户侧储能电站，总容量97兆瓦/691兆瓦时；其中48座储能电站已实时接入“用户侧储能监控与互动平台”，接入平台储能容量90兆瓦/649兆瓦时。
储能成本下降趋势
从技术角度来看，影响用户侧储能成本的主要有系统生产制造的价格以及系统循环寿命这两方面。因此，在制造上大幅降低系统制造成本或者从设计上大幅提升系统循环寿命，是储能行业未来的两大发展方向。
储能应用成本包括一次采购成本、二次运维成本和三次回收成本。除了设计制造环节降低成本外，还可以通过开发电池修复技术，提升电池寿命和安全，降低系统运维成本；从电池生产前端考虑电池未来报废后的易回收性，开发新型结构技术和回收再生技术，降低电池回收成本。
未来储能降成本“四步走”：
当前目标（近期）：开发非调峰功能(调频或紧急支撑)技术市场
短期目标（5年）：低于峰谷电价差的度电成本
中期目标（10年）：低于火电调峰（和调度）成本
长期目标（20年）：低于同时期风光发电的度电成本
降到什么价格时储能的市场化才会爆发？中电投融和融资租赁有限公司新能源一部营销总监王谌说“去年储能的系统成本大约1.6元/Wh，预计今年内能够降到1.4元/Wh。储能系统成本一旦降下来，用户侧储能市场就真正打开了。”
用户侧储能制约因素
技术有待提升
铅蓄电池在储能安全性上没什么大问题，但是在循环寿命方面还有一定的改善空间；锂离子电池应用在用户侧储能的话，其安全性还需要在技术方面有进一步提升。
缺乏标准
目前行业内还缺乏相应的安装、入网、验收等相关标准，还没有一个明确的规范的流程让大家操作，建立行业标准的需求是很迫切的。但行业标准的建立也并非易事，相关的技术实验还比较缺乏。需要有充足的正向、反向研究和实验数据做支撑，才能建立起安全、有效的行业标准。
只靠补贴行不通！
今年3月，苏州工业园区管委会发布了《苏州工业园区绿色发展专项引导资金管理办法》，文件明确规定，针对在园区备案实施、且已并网投运的分布式燃机项目、储能项目，自项目投运后按发电量（放电量）补贴3年，每千瓦时补贴业主单位0.3元。
由于峰谷价差0.7元被视作行业部署用户侧储能项目的门槛，此次补贴变相降低储能度电成本0.3元后，也意味着峰谷价差超过0.4元即具备部署用户侧储能项目条件，而这在我国绝大多数出台峰谷电价机制的省份都能得到满足。
无论是电网侧还是用户侧，储能行业未来大范围直接补贴的可能性是比较小的。以苏州工业园为例，按放电量补贴业主0.3元/kWh，补贴3年，可以有效地缩短投资回收期，但和成本与周期比较就能发现，单纯依靠补贴政策其实是不够的。单纯针对度电价格进行补贴自然也不能从根本上解决问题。必须要去挖掘除此之外的价值并从中培育商业模式，只有这样才能实现规模化。
依赖补贴政策来拉动储能项目的规模增长，之后通过规模效应降低储能成本，这条路是走不通的。储能行业自身需要继续突破技术，相关机构也有必要出台一些非补贴类型的市场政策，推动产业发展。
盈利模式与案例
降低用户用能成本是用户侧储能盈利和发展的重要驱动因素。目前用户侧储能盈利模式主要包括峰谷套利、需量电费管理、需求侧响应和光储联合运行等模式。
目前用户侧储能的盈利核心点在于峰谷电价差套利，但是这种商业模式要想盈利，现在看来在大部分地区可以说比较艰难。尽管目前利用峰谷电价差发展用户侧储能的商业模式颇受关注，但未来只有当储能成本低于火电调峰成本后，储能装备才有可能作为重要补充，大规模纳入到电网调峰调度系统。
目前电化学储能的度电成本在0.6-0.8元，如果仅依靠峰谷电价差来套利，用户侧储能系统投资回收周期会很长，至少要在6年以上。一般工商业用户仅通过峰谷套利作为主要盈利模式，大工业用户在通过峰谷价差减少电度电费支出的同时，还可以利用储能减少最大需量电费，一般认为峰谷价差大于0.7元/千瓦时即具备盈利条件，部分地区如湖北、北京、江苏、上海、河南等峰谷电价差较高，回收周期就较短，但仍然面临电价或峰谷电价差变化的风险，进而影响项目的投资收益率和回收周期。
大工业用户峰谷价差小于一般工商业，仅通过峰谷套利模式难以盈利。考虑储能还可降低用户最大负荷需求，减少需量电费，若通过峰谷套利+降低需量电费在部分省市具备盈利条件，按可降低最大负荷值为储能容量的30%测算，上海、湖北、江苏、北京的大工业用户侧储能可实现盈利。
江苏、广东等地区已经出台了储能参与需求响应的相关办法。以江苏为例，根据目前峰谷电价及需求响应激励政策，储能设备参与削峰和填谷的需求响应收益约为5-12元/千瓦，参与一次需求响应额总激励收益在3万-12万元左右。
苏州工业园区
苏州工业园区用电负荷波动较大，发展储能是负荷平衡非常重要的解决手段。苏州工业园区经过25年的发展，电网建设和公共资源已经接近饱和（苏州工业园区网供负荷密度超过0.90万千瓦/平方千米，是江苏省平均值的10倍），供电公司与园区政府希望通过一批用户侧储能项目的建设，在不增加公共资源消耗的前提下满足企业的用能需求。同时可以利用储能削峰填谷，提升现有电网资源利用效率，从而形成多赢局面。张敏高告诉记者，苏州工业园区在出台补贴政策前，曾邀请第三方专业机构对补贴效益做了分析，希望补贴政策能够帮助到投资主体降低10%的投资。“按照目前苏州大工业用电价差大约0.7元/千瓦时来测算，储能投资回收期在5-8年。当然，储能项目的投资测算较为复杂，涉及不同的电池类型、充放电策略，并且项目投资成本一直处于变动过程中。目前的投资成本应该较我们当时测算时候又有一定幅度的降低，因此项目的回报情况将变得更为理想。”
江苏镇江用户侧储能
一年前，为缓解江苏镇江东部地区夏季高峰期间供电压力，全国最大规模用户侧分布式储能项目在镇江落地。2018年镇江共计建成用户侧储能项目20个，涉及用户20家，并网投运46.5MW/365.86MWh，累计减少电费开支达4500万元以上。“这个项目可以比喻成一个大型充电宝，晚上谷电时充电，白天峰电时放电，在分时电价下，通过谷充峰放，储能系统将有效节省客户电费支出。”国网江苏电力公司相关负责人介绍说，用户侧储能一般为“一充两放”或“两充两放”，以实现“移峰填谷”，“谷电峰用”的目标。以江苏电网销售电价为例，220kV大工业用户谷段电价为0.2989元/千瓦时，峰段电价为0.9947元/千瓦时，不考虑平段因素，电费差价为0.6958元/千瓦时。中冶东方江苏重工有限公司在没有储能装置时平均电价为0.6875元/千瓦时(按6个月测算)，储能装置投运后平均电价0.6651元/千瓦时(按6个月测算)，半年累计减少电费开支达987.51万元，降本效益显著。
北京光储充
今年3月，国内用户侧最大规模的储能电站在北京大红门正式投运，项目一期日售电能力超过4万度，相当于在城市中心建设完成全新的小型能效电厂，创造了国内首个“直流光储充”一体化用户侧储能新模式。“直流光储充”一体化电站的“客户”可不止充电桩一家，储存的电量会在用电高峰时段售给商场、办公楼等不同场景的用户，“将电售至高峰时段用电的充电桩是最贵的，车辆充电服务费加电费最高可达每度电2.2元至2.3元，可以实现储能投资利益最大化，其次是用电高峰期的商场，售电价为1.3元。如果售出每度电的价格平均在1.5元，日售电量达到4万度，项目7000万的投资成本只需5年就可回本。目前，项目已达日售电1.5万度，形成了相对成熟的盈利模式。”刘博说，储能电站售电盈利的同时，还可以利用光伏发电满足高峰自用，利用直流光储充充电桩实现10分钟快速充电，这种“光储充三合一”的新模式，为项目带来了更大的增值效益。
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