中国储能网讯：随着工商业储能设备价格的持续下降和技术性能的提升，工商业用户侧储能赛道火热，成为今年来增长速度最为迅速的应用场景，吸引众多参与者进入赛道。

用户侧收益模式目前主要遵循“1+N”的模式，利用工商业电价的峰谷电价差套利为最主要的盈利模式，同时追求需求侧响应、需量节费、分布式光伏消纳、增容改造节费、政策补贴、电能质量提升、应急备电等“N种”补充收益。

在峰谷电价差套利方面，以往行业常用0.7元/kWh的峰谷电价差作为衡量用户侧储能盈利条件的分界点，但随着储能设备价格的快速下降，例如380V储能机柜设备报价下探到0.8~0.95元/Wh左右，同时随着储能系统循环寿命的延长和电池衰减特性的提升，以及财务成本的下降，带来储能系统全寿命周期成本的快速下降。经测算，用户侧储能系统全寿命周期度电成本已下降至0. 45~0.5元/kWh左右，度电成本的降低极大的促进了终端市场的活跃。以浙江、江苏、广东等用户侧储能主流市场为例，峰谷电价差普遍超过0.8元/kWh,具备两充两放特性，用户侧储能具备较好的盈利条件。

随着电力市场的推进、技术标准的发布、合规性管理的健全以及安全要求的提高，用户侧储能发展态势正悄然发生变化。

首先，新能源的快速发展改变了电力系统的传统峰谷特性，部分地区日负荷曲线呈现“鸭子曲线”，通过工商业价格信号引导用户改变用电习惯，实现削峰填谷是保障电力供需平衡的重要的手段，多地对峰谷分时电价浮动比例和季节性日峰平谷电价分布时间作了较大调整。以山东和安徽为例，山东省不同季节的日峰平谷电价不同，特别是春季、秋季和冬季，中午时间光伏大发段，工商业电价调整为谷时电价；安徽省全年夏季、冬季共5个月用户侧储能只具备一充一放，工商业电价的动态变化对用户侧盈利水平带来较大的影响。同时，由于现有项目合同或收益测算普遍按照10年及以上考虑，工商业电价政策的稳定性也是关注的重点，财务测算中边界条件的改变对收益水平会带来较大影响。此外，随着用户侧储能逐步参与电力现货市场，用户侧储能需适应“能涨能跌”的电力市场，现货市场电价的波动给用户侧储能盈利带来更多的想象空间，同时也带来不稳定性和不确定性。

其次，新型储能相关的国标、行标、地标等标准逐步健全，用户侧储能也将从无序进入到有序发展。用户侧储能控制综合造价水平是首要目的，设计、设备选型和施工水平相对电源侧、电网侧储能偏低。以修订的国标《电化学储能电站设计规范》（GB51048）为例，规范适用于额定功率500kW且额定能量500kWh及以上的电化学储能电站，新规范对布置方式、设备选型、消防安全等提出新的要求，以防火距离为例，现有的用户侧储能设备普遍贴邻工商业厂房布置，满足不了新规范的防火距离要求，应通过增加防火墙等措施满足规范要求。多个新规范的发布将规范用户侧储能全过程建设水平，但也将增加用户侧储能的综合成本。

再次，各个地区对用户侧储能的管理仍属于摸索阶段，尚未建立统一的管理制度，部分项目为降低成本，存在无设计单位设计、设备材料品质低劣等问题。随着用户侧储能在备案、设计、施工、验收等方面的制度正在逐步健全，建设单位需遵循相关的规章制度，从而保障用户侧储能安全长序发展。

最后，用户侧储能安全风险仍需有效控制，用户侧储能布置分散、无人值守、设备质量良莠不齐，建设水平层次不齐，同时用户侧储能周边生产生活建筑密集，非专业人员活动较为频发，安全风险较为凸出。用户侧储能应遵循设计和建设标准和制度要求，加强对安全风险的识别和控制，运维阶段制定完善的应急处置措施，保障项目的全过程安全。