“去年儲能的系統成本大約1.6元/Wh，預計今年內能夠降到1.4元/Wh。儲能系統成本一旦降下來，用戶側儲能市場就真正打開了。”

用戶側儲能對于經濟性、盈利能力的要求較高，也是市場化環境下發揮儲能技術價值的重要應用場景，有觀點認為，當用戶側儲能實現規模化應用時，儲能行業才將真正迎來高速發展。

用戶側儲能市場

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）。

截至2018年底，北京市共有40個已經投運的儲能項目，總裝機達到31.7兆瓦，118.4兆瓦時，在這40個項目中，99%都是用戶側儲能項目。“首先北京的用電性質多為一般工商業用電，峰谷價差在全國最大，可達到1.1元/千瓦時，業內普遍認為0.7元/千瓦時的峰谷價差是開展用戶側儲能的一個門檻；其次北京電力負荷壓力大，用戶側儲能可以發揮削峰填谷的作用，有效緩解高負荷現狀。所以，北京發展用戶側儲能有得天獨厚的優勢。”中關村儲能產業技術聯盟研究經理王思分析說。

截止2019年3月底，江蘇全省已建成60座客戶側儲能電站，總容量97兆瓦/691兆瓦時；其中48座儲能電站已實時接入“用戶側儲能監控與互動平臺”，接入平臺儲能容量90兆瓦/649兆瓦時。

儲能成本下降趨勢

從技術角度來看，影響用戶側儲能成本的主要有系統生產制造的價格以及系統循環壽命這兩方面。因此，在制造上大幅降低系統制造成本或者從設計上大幅提升系統循環壽命，是儲能行業未來的兩大發展方向。

儲能應用成本包括一次采購成本、二次運維成本和三次回收成本。除了設計制造環節降低成本外，還可以通過開發電池修復技術，提升電池壽命和安全，降低系統運維成本；從電池生產前端考慮電池未來報廢后的易回收性，開發新型結構技術和回收再生技術，降低電池回收成本。

未來儲能降成本“四步走”：

當前目標（近期）：開發非調峰功能(調頻或緊急支撐)技術市場

短期目標（5年）：低于峰谷電價差的度電成本

中期目標（10年）：低于火電調峰（和調度）成本

長期目標（20年）：低于同時期風光發電的度電成本

降到什么價格時儲能的市場化才會爆發？中電投融和融資租賃有限公司新能源一部營銷總監王諶說“去年儲能的系統成本大約1.6元/Wh，預計今年內能夠降到1.4元/Wh。儲能系統成本一旦降下來，用戶側儲能市場就真正打開了。”

用戶側儲能制約因素

技術有待提升

鉛蓄電池在儲能安全性上沒什么大問題，但是在循環壽命方面還有一定的改善空間；鋰離子電池應用在用戶側儲能的話，其安全性還需要在技術方面有進一步提升。

缺乏標準

目前行業內還缺乏相應的安裝、入網、驗收等相關標準，還沒有一個明確的規范的流程讓大家操作，建立行業標準的需求是很迫切的。但行業標準的建立也并非易事，相關的技術實驗還比較缺乏。需要有充足的正向、反向研究和實驗數據做支撐，才能建立起安全、有效的行業標準。

只靠補貼行不通！

今年3月，蘇州工業園區管委會發布了《蘇州工業園區綠色發展專項引導資金管理辦法》，文件明確規定，針對在園區備案實施、且已并網投運的分布式燃機項目、儲能項目，自項目投運后按發電量（放電量）補貼3年，每千瓦時補貼業主單位0.3元。

由于峰谷價差0.7元被視作行業部署用戶側儲能項目的門檻，此次補貼變相降低儲能度電成本0.3元后，也意味著峰谷價差超過0.4元即具備部署用戶側儲能項目條件，而這在我國絕大多數出臺峰谷電價機制的省份都能得到滿足。

無論是電網側還是用戶側，儲能行業未來大范圍直接補貼的可能性是比較小的。以蘇州工業園為例，按放電量補貼業主0.3元/kWh，補貼3年，可以有效地縮短投資回收期，但和成本與周期比較就能發現，單純依靠補貼政策其實是不夠的。單純針對度電價格進行補貼自然也不能從根本上解決問題。必須要去挖掘除此之外的價值并從中培育商業模式，只有這樣才能實現規模化。

依賴補貼政策來拉動儲能項目的規模增長，之后通過規模效應降低儲能成本，這條路是走不通的。儲能行業自身需要繼續突破技術，相關機構也有必要出臺一些非補貼類型的市場政策，推動產業發展。

盈利模式與案例

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。

目前用戶側儲能的盈利核心點在于峰谷電價差套利，但是這種商業模式要想盈利，現在看來在大部分地區可以說比較艱難。盡管目前利用峰谷電價差發展用戶側儲能的商業模式頗受關注，但未來只有當儲能成本低于火電調峰成本后，儲能裝備才有可能作為重要補充，大規模納入到電網調峰調度系統。

目前電化學儲能的度電成本在0.6-0.8元，如果僅依靠峰谷電價差來套利，用戶側儲能系統投資回收周期會很長，至少要在6年以上。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，部分地區如湖北、北京、江蘇、上海、河南等峰谷電價差較高，回收周期就較短，但仍然面臨電價或峰谷電價差變化的風險，進而影響項目的投資收益率和回收周期。

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。

江蘇、廣東等地區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。

蘇州工業園區

蘇州工業園區用電負荷波動較大，發展儲能是負荷平衡非常重要的解決手段。蘇州工業園區經過25年的發展，電網建設和公共資源已經接近飽和（蘇州工業園區網供負荷密度超過0.90萬千瓦/平方千米，是江蘇省平均值的10倍），供電公司與園區政府希望通過一批用戶側儲能項目的建設，在不增加公共資源消耗的前提下滿足企業的用能需求。同時可以利用儲能削峰填谷，提升現有電網資源利用效率，從而形成多贏局面。張敏高告訴記者，蘇州工業園區在出臺補貼政策前，曾邀請第三方專業機構對補貼效益做了分析，希望補貼政策能夠幫助到投資主體降低10%的投資。“按照目前蘇州大工業用電價差大約0.7元/千瓦時來測算，儲能投資回收期在5-8年。當然，儲能項目的投資測算較為復雜，涉及不同的電池類型、充放電策略，并且項目投資成本一直處于變動過程中。目前的投資成本應該較我們當時測算時候又有一定幅度的降低，因此項目的回報情況將變得更為理想。”

江蘇鎮江用戶側儲能

一年前，為緩解江蘇鎮江東部地區夏季高峰期間供電壓力，全國最大規模用戶側分布式儲能項目在鎮江落地。2018年鎮江共計建成用戶側儲能項目20個，涉及用戶20家，并網投運46.5MW/365.86MWh，累計減少電費開支達4500萬元以上。“這個項目可以比喻成一個大型充電寶，晚上谷電時充電，白天峰電時放電，在分時電價下，通過谷充峰放，儲能系統將有效節省客戶電費支出。”國網江蘇電力公司相關負責人介紹說，用戶側儲能一般為“一充兩放”或“兩充兩放”，以實現“移峰填谷”，“谷電峰用”的目標。以江蘇電網銷售電價為例，220kV大工業用戶谷段電價為0.2989元/千瓦時，峰段電價為0.9947元/千瓦時，不考慮平段因素，電費差價為0.6958元/千瓦時。中冶東方江蘇重工有限公司在沒有儲能裝置時平均電價為0.6875元/千瓦時(按6個月測算)，儲能裝置投運后平均電價0.6651元/千瓦時(按6個月測算)，半年累計減少電費開支達987.51萬元，降本效益顯著。

北京光儲充

今年3月，國內用戶側最大規模的儲能電站在北京大紅門正式投運，項目一期日售電能力超過4萬度，相當于在城市中心建設完成全新的小型能效電廠，創造了國內首個“直流光儲充”一體化用戶側儲能新模式。“直流光儲充”一體化電站的“客戶”可不止充電樁一家，儲存的電量會在用電高峰時段售給商場、辦公樓等不同場景的用戶，“將電售至高峰時段用電的充電樁是最貴的，車輛充電服務費加電費最高可達每度電2.2元至2.3元，可以實現儲能投資利益最大化，其次是用電高峰期的商場，售電價為1.3元。如果售出每度電的價格平均在1.5元，日售電量達到4萬度，項目7000萬的投資成本只需5年就可回本。目前，項目已達日售電1.5萬度，形成了相對成熟的盈利模式。”劉博說，儲能電站售電盈利的同時，還可以利用光伏發電滿足高峰自用，利用直流光儲充充電樁實現10分鐘快速充電，這種“光儲充三合一”的新模式，為項目帶來了更大的增值效益。