中国储能网讯：2023年以来，用户侧储能热度上升。企业跨界入局，地方支持政策密集出台，资本市场看好。

近两年，低碳转型和供需电价利好储能发展。在保障用电安全和降低用能成本的驱动下，用户配置储能的意愿提升。目前，用户侧储能主要通过峰谷价差套利，在浙江、广东、江苏等用电负荷和电价差较大的省份发展较好。

盈利模式单一是用户侧储能行业发展的问题之一。多地支持用户侧储能参与电力需求响应，但由于该品种每年开展交易的频次有限，暂不能成为主要盈利渠道。多位从业者认为，用户侧储能将逐步参与电力市场，并有望在现货市场中提高利用率，缩短成本回收周期。

当前，用户侧储能主要“火”在供应端。有从业者提到，要警惕企业在抢占市场时放松对储能的安全性要求。各地也要进一步加大对用户侧储能应用的支持力度，推动规模化发展。

不是“虚火”

企业跨界入局侧面反映了用户侧储能市场真的“火”了。逆变器、变压器制造商转型储能设备制造，有发电、燃气背景的企业作为投资商进场。

2023年以来，浙江、广东、江苏、安徽、湖南等多个省份的地市、市辖区、工业园区拿出真金白银支持用户侧储能发展。2023年6月，广东省广州市开发区（黄埔区）提出，对装机1兆瓦及以上的新型储能电站，按放电量给予投资主体不超过0.2元/千瓦时的补贴。浙江省温州市瓯海区2023年1月出台新能源产业扶持办法，对2023年6月30日前通过验收并网且容量在300千瓦时及以上的用户侧储能项目，给予业主0.1元/瓦的一次性建设补贴。

广东电网能源投资有限公司（以下简称“广能投”）智慧能源事业部副总经理刘小龙介绍，该公司从2019年开始投资用户侧储能项目，彼时市场对储能仍较陌生且经济收益不明显，项目开拓难度较大。近年来，政策层面明确了储能对实现“双碳”目标和建设新型电力系统的重要性，叠加储能成本有所下降，市场对用户侧储能的关注度提升。

中国化学与物理电源行业协会储能应用分会秘书长刘勇表示，用户侧储能在城市用电负荷中心有一定的需求支撑。分布式新能源、储能等组成的分布式微网，能实现能源的就近消纳，保障用户的用电可靠性。

目前，国内用户侧储能的业主主要是工业企业、园区等用电规模较大的用户。受访从业者介绍，在电力供需总体紧平衡和电价上涨的背景下，企业逐步认识到配置储能对保障用电稳定和降低用能成本的作用，对配储的接受度提升。此外，外贸型企业和探索实现零碳目标的园区也有意通过发展分布式光伏+储能，提高可再生能源利用率，降低企业的碳足迹。

中国电力企业联合会发布的《2022年度电化学储能电站行业统计数据》显示，截至2022年底，我国用户侧储能总能量约1.81吉瓦时，同比增长49%，其中工商业储能累计投运总能量0.76吉瓦时，增长超1倍。

分时电价支撑盈利

目前，利用峰谷价差套利是用户侧储能的主要盈利模式。在分时电价的引导下，储能在电价低谷期充电，在电价高峰期放电。放电期间原本所需的较高用电费用和较低充电成本之间的差价，即是节省的电费，由投资商和业主共享。

峰谷价差是该盈利模式的关键。业界普遍认为，当峰谷价差超过0.7元/千瓦时，用户侧储能项目具备基本的盈利条件。目前，各地已普遍出台分时电价政策。《南方能源观察》（Energy Observer，以下简称“eo”）梳理发现，2023年8月各省（自治区、直辖市）电网代理购电价格中，峰谷价差超过0.7元/千瓦时的有22个，超过1元/千瓦时的有11个，其中上海、广东、浙江、湖南、江苏的价差位居前五。这些省（直辖市）也是用户侧储能发展较好的区域。

浙江省发展改革委2021年9月发布的《关于进一步完善我省分时电价政策有关事项的通知》显示，浙江全年大工业用户的尖峰时段为9:00—11:00、15:00—17:00，高峰时段为8:00—9:00、13:00—15:00、17:00—22:00，其余时段为低谷时段。夏季7、8月和冬季1、12月的13:00—15:00调整为尖峰时段。同时，该通知也将峰谷价差进一步拉大。2023年8月浙江电网代理购电价格显示，浙江大工业尖峰低谷电价差最高达1.269元/千瓦时，一般工商业尖峰低谷电价差最高达1.2891元/千瓦时。

一位深耕用户侧储能行业的从业者表示：“在分时电价政策下，浙江的用户侧储能基本能实现每天两充两放，系统利用率较高，较大的峰谷价差也为项目带来了可观的盈利空间，企业自主投建储能的意愿较强。”

广东被认为是用户侧储能行业发展的“热门选手”。广东省发展改革委、广东省能源局2023年5月印发的《广东省促进新型储能电站发展若干措施》提出，大力鼓励用户侧储能发展，支持工商业企业、产业园区等配建新型储能电站，根据电力供需实际情况动态调整峰谷价差。

广东的分时电价政策设置了两个峰段、一个谷段和三个平段，并在7—9月根据气温实行尖峰电价，尖峰电价在峰段电价基础上上浮25%。2023年8月广东电网代理购电工商业用户的最大电价差达到1.4366元/千瓦时。

据eo了解，目前国内用户侧储能项目的日均充放电次数为1—1.5次，收益率在5%—8%之间。在两充两放的理想状态下，项目收益率可达10%。

参与市场需一定时间

受访从业者普遍提到，盈利模式单一是当前用户侧储能行业发展的一大问题。刘勇表示，用户侧储能行业受政策影响较大。若分时电价政策调整，项目收益将存在不确定性。

目前，浙江、安徽、广东等多个省份鼓励用户侧储能参与电力需求响应。刘小龙介绍，2021年广能投的用户侧储能项目联合业主的其他负荷资源参与需求响应。当响应启动时，储能不充电，腾出一定的用电负荷空间。也有企业通过储能放电、不占用电网供电的方式参与响应并获取收益。

但受访者反映，对用户侧储能而言，需求响应是一种品质较低的交易品种。

深圳电网智慧能源技术有限公司智慧能源事业部副总监陈谦认为，目前不同种类资源参与需求响应价格相同，对用户侧储能而言收益太低，无法反映储能的真实价值。

刘小龙表示，用户侧资源参与调节是一种市场选择行为。“若预期需求响应出清价格较低，运营方和用户会衡量是参与响应还是利用峰谷价差套利能获取更大的收益。”此外，用户也面临利益不可兼得的情况。以广东为例，每天10—12点为分时电价的高峰时段，用户侧储能一般在该时段放电。若此时需求响应启动，储能就没有参与的空间了。

一位研究需求侧管理的专家表示，当前用户侧储能参与需求响应意愿不高，更深层次的原因是现阶段各地需求响应开展频次有限且启动时间难以预测，投资方和业主无法形成稳定的收入预期。“即使项目有能力参与且经济账算得过来，因为响应启动情况难以预测，投资方在进行项目可行性分析时不会将其作为稳定的收入来源。”

刘小龙认为，能量和时间解耦的储能是一种高性能调节资源。市场规则制定者要逐步推出体现储能价值的市场和价格机制，让储能高效、经济地参与系统调节。

上述深耕用户侧储能行业的从业者也提到，电网企业和投资运营方、业主对用户侧储能参与调节的关注点不同。电网企业关注的是要具备一定规模的、响应能力稳定的调节资源，投资运营方和业主关注的是收益最大化。“当下储能成本较高，各方要充分沟通、平衡利益，实现经济和社会效益最大化。”

受访者普遍认为，随着电力市场逐步建设完善，用户侧储能参与市场是必然趋势，但需要一定的发展过程。

近日，国家能源局南方监管局、广东省能源局发布相关征求意见稿，提出独立储能可作为独立主体参与电能量市场交易，并提出构建独立储能价格市场形成机制。

刘小龙认为，随着独立储能入市，用户侧储能也有望逐步参与电能量市场。他提到，用户侧储能参与现货电能量市场和利用峰谷价差套利最大的区别在于电价信号不固定。“在现货实时价格的引导下，储能在电价高时充电、电价低时放电，可能出现一天五充五放、甚至十充十放的情况。在这种场景下，储能的系统利用率将大幅提升，项目成本回收的速度会高很多。我们将对高利用率带来的现金流增量和系统折旧情况进行评估，测算项目的整体收益情况。”他也提到，用户侧储能以虚拟电厂等聚合模式参与市场是一个重要趋势。

热市场下的冷思考

在火热的市场氛围下，多位从业者对用户侧储能行业的后续发展保持相对冷静。

“更卷了”是企业最直观的感受。有从业者反馈，为抢占市场，部分投资方过分让利给用户，加剧市场竞争的同时降低了企业应对风险的能力。此外，电源侧、电网侧储能制造商以生产大容量储能的思路入局，具备一定的成本优势，这也给传统用户侧储能制造商造成一定压力。

储能的安全性则是从业者更担忧的问题。2021年北京大红门储能电站起火爆炸事故发生后，储能的安全性成为行业最敏感的问题。受访者提到，部分企业为控制成本，可能放松对设备的安全运行要求。同时，对储能认识不深入、技术积淀不足的企业，以价格优势抢占市场，可能导致劣币驱逐良币。“100个项目只要有1个出现问题，对整个行业都是致命打击。”刘小龙说。

前述深耕用户侧储能行业的从业者表示，资本加注、企业进场将带动用户侧储能行业发展，但在产品成熟度不高、市场机制不完善的情况下激进布局，可能不利于行业良性发展。

刘勇认为，企业跨界入行，也可能面临较大的市场风险。他提到，企业需要具备技术沉淀、研发人才保障、完善的供应链以及渠道资源等，才能在激烈的市场竞争中生存下来。大量专业水平不高或没有技术资源积累的企业入场，可能造成行业内耗浪费。

受访从业者也指出，目前用户侧储能主要火在供给侧，用户需求有待进一步释放。

刘勇介绍，投资方开展用户侧储能项目，要考虑用户的实际用电负荷、变压器容量、土地空间、各地电价政策等多方面因素。某个因素“卡脖子”，项目可能就无法推进。从业者普遍提到城市负荷中心“有需求无土地”、变压器基本电费挤占项目盈利空间等问题。

2022年以来，江苏、浙江、广东等多个省份出台支持新型储能发展的政策。从业者建议，各地在推动储能产业发展的同时，也要加大对储能应用的支持力度。

前述从业者提到，当前部分地方政府对用户侧储能这一新生事物的安全性存疑，在项目备案时较为谨慎，同时部分地区暂无成熟的备案流程，一定程度上阻碍了行业规模化发展。

刘小龙建议，地方政府可在执行有序用电时，对配置用户侧储能的用户予以优先用电权，提高企业的配储意愿。国内某能源投资商建议，各地要在融合城市经济、能源发展的基础上，打通、规范储能的安全应用场景，在保障储能安全性的同时实现规模化发展。