取消
2018年始，国家产业政策的加持、电网公司敞开怀抱的迎接、电池厂商产能过剩的出口，一起推动着电化学储能在电力领域的爆发式增长，由电网侧储能刮起的旋风也带动着用户侧储能的兴起，江苏地区几十个大大小小的用户侧储能落地，广州地区也有容量高达36MWH的用户侧项目投运。
用户侧储能似乎方兴未艾，然而风起云涌的背后，用户侧储能的商业机会依然难寻。
以广东地区为例，居民生活电价可自愿选择执行峰谷电价或阶梯电价，但受限于生活用电小，用电习惯弹性小等因素制约，居民户用储能不具备大规模推广条件。
对商业综合体、CBD、大型酒店等商业用户而言，珠三角地区除深圳外均执行固定的商业综合电价，该政策下不存在峰谷价差，储能峰谷价差套利的基本模式并不存在。
而变压器容量在100KVA至315KVA之间的普通工业用户，虽然峰谷价差较之大工业峰谷价差更大，但受限于企业规模、性质，这类企业经营稳定性问题难以回避。
综上，用户侧储能目前只有聚焦于大工业用户。
然而，以广东珠三角地区为例，考虑当下储能系统单位造价1600元/KWH、采用“两充两放”运行模式，按照一年使用350天，运行10年进行测算，单纯依靠峰谷套利，即便收益全部归属于投资方、企业不参与分成，项目真实的内部收益率IRR也不到6%。投资资本的收益率实在太低。
因此，单纯依靠峰谷套利，用户侧储能项目收益太少，必须要寻找新的收益点。
降低基本电费，只是一个美好的泡影。
对于执行两部制电价的大工业用户，由于储能系统可以在负荷高峰期放电，削减尖峰降低容(需)量，从而降低企业基本电费，构成新的收益点。可惜，上述推理隐含的前提条件是负荷高峰期与当地电价峰段时间维度上同步，而满足这一条件并不容易。倒班制的工厂往往负荷曲线较为平滑波动很小，仅在电价峰段储能放电并不能降低最大容(需)量;负荷曲线有明显峰谷的企业大多在上午和下午各有一段高峰，而目前珠三角各地市电价高峰段上午09:00——12:00、下午14:00——17:00两段只取一段，时间维度上与负荷高峰时段并不一致，即峰谷价差套利和降低容(需)量收益二者难以得兼。如果非要降低最大容(需)量，则需要增大配置的储能系统容量，增加投资，综合考虑，收益依然不乐观。
需求侧响应，还有太多的靴子没有落地。
在将来，储能用户可以更灵活的提供价格响应，更高效的参与激励响应，从而获得收益。但蓝图已画，未来却未来。按照电力市场改革稳中求进的基调，建设成熟完备的电力市场尚需时日，当下谈需求侧响应收益，难免有画饼充饥之嫌。
那么用户侧储能，路在何方?
储能可作为应急备用电源，毫秒级的响应速度、近乎完美的输出波形，对供电可靠性、电能质量有高要求的用户具有吸引力;用户存在扩容受限等问题，储能也是一种选择;同时，与光伏等新能源相配合，既能平滑系统出力曲线也能提高能源利用效率。
现阶段，开发用户侧储能项目还得从客户的需求出发，深入挖掘客户用能数据，精准分析客户需求，以满足用户特殊需求为突破口，充分发挥用户侧储能的潜在价值，才可能实现更大的价格回报。
长远来看，参照光伏、风电产业规模化生产成本的下降先例，电化学储能系统单位造价下降到1200元/KWH或许并不遥远，拉开用户侧储能商业成熟化的大幕还是得靠自身成本的降低。
