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隨著工商業(yè)儲能設備價格的持續(xù)下降和技術性能的提升，工商業(yè)用戶側儲能賽道火熱，成為今年來增長速度最為迅速的應用場景，吸引眾多參與者進入賽道。

用戶側收益模式目前主要遵循“1+N”的模式，利用工商業(yè)電價的峰谷電價差套利為最主要的盈利模式，同時追求需求側響應、需量節(jié)費、分布式光伏消納、增容改造節(jié)費、政策補貼、電能質量提升、應急備電等“N種”補充收益。

在峰谷電價差套利方面，以往行業(yè)常用0.7元/kWh的峰谷電價差作為衡量用戶側儲能盈利條件的分界點，但隨著儲能設備價格的快速下降，例如380V儲能機柜設備報價下探到0.8~0.95元/Wh左右，同時隨著儲能系統(tǒng)循環(huán)壽命的延長和電池衰減特性的提升，以及財務成本的下降，帶來儲能系統(tǒng)全壽命周期成本的快速下降。經測算，用戶側儲能系統(tǒng)全壽命周期度電成本已下降至0. 45~0.5元/kWh左右，度電成本的降低極大的促進了終端市場的活躍。以浙江、江蘇、廣東等用戶側儲能主流市場為例，峰谷電價差普遍超過0.8元/kWh,具備兩充兩放特性，用戶側儲能具備較好的盈利條件。


隨著電力市場的推進、技術標準的發(fā)布、合規(guī)性管理的健全以及安全要求的提高，用戶側儲能發(fā)展態(tài)勢正悄然發(fā)生變化。

首先，新能源的快速發(fā)展改變了電力系統(tǒng)的傳統(tǒng)峰谷特性，部分地區(qū)日負荷曲線呈現“鴨子曲線”，通過工商業(yè)價格信號引導用戶改變用電習慣，實現削峰填谷是保障電力供需平衡的重要的手段，多地對峰谷分時電價浮動比例和季節(jié)性日峰平谷電價分布時間作了較大調整。以山東和安徽為例，山東省不同季節(jié)的日峰平谷電價不同，特別是春季、秋季和冬季，中午時間光伏大發(fā)段，工商業(yè)電價調整為谷時電價；安徽省全年夏季、冬季共5個月用戶側儲能只具備一充一放，工商業(yè)電價的動態(tài)變化對用戶側盈利水平帶來較大的影響。同時，由于現有項目合同或收益測算普遍按照10年及以上考慮，工商業(yè)電價政策的穩(wěn)定性也是關注的重點，財務測算中邊界條件的改變對收益水平會帶來較大影響。此外，隨著用戶側儲能逐步參與電力現貨市場，用戶側儲能需適應“能漲能跌”的電力市場，現貨市場電價的波動給用戶側儲能盈利帶來更多的想象空間，同時也帶來不穩(wěn)定性和不確定性。

其次，新型儲能相關的國標、行標、地標等標準逐步健全，用戶側儲能也將從無序進入到有序發(fā)展。用戶側儲能控制綜合造價水平是首要目的，設計、設備選型和施工水平相對電源側、電網側儲能偏低。以修訂的國標《電化學儲能電站設計規(guī)范》（GB51048）為例，規(guī)范適用于額定功率500kW且額定能量500kWh及以上的電化學儲能電站，新規(guī)范對布置方式、設備選型、消防安全等提出新的要求，以防火距離為例，現有的用戶側儲能設備普遍貼鄰工商業(yè)廠房布置，滿足不了新規(guī)范的防火距離要求，應通過增加防火墻等措施滿足規(guī)范要求。多個新規(guī)范的發(fā)布將規(guī)范用戶側儲能全過程建設水平，但也將增加用戶側儲能的綜合成本。

再次，各個地區(qū)對用戶側儲能的管理仍屬于摸索階段，尚未建立統(tǒng)一的管理制度，部分項目為降低成本，存在無設計單位設計、設備材料品質低劣等問題。隨著用戶側儲能在備案、設計、施工、驗收等方面的制度正在逐步健全，建設單位需遵循相關的規(guī)章制度，從而保障用戶側儲能安全長序發(fā)展。

最后，用戶側儲能安全風險仍需有效控制，用戶側儲能布置分散、無人值守、設備質量良莠不齊，建設水平層次不齊，同時用戶側儲能周邊生產生活建筑密集，非專業(yè)人員活動較為頻發(fā)，安全風險較為凸出。用戶側儲能應遵循設計和建設標準和制度要求，加強對安全風險的識別和控制，運維階段制定完善的應急處置措施，保障項目的全過程安全。 

原標題：獨家觀察|用戶側儲能發(fā)展態(tài)勢分析