用戶側(cè)儲能通常是指在不同的用戶用電場景下，根據(jù)用戶的訴求，以降低用戶的用電成本、減少停電限電損失等為目的建設的儲能電站。常見的用戶側(cè)儲能應用場景包括工商業(yè)配儲（包括產(chǎn)業(yè)園等）、備用電源（包括海島、校園、醫(yī)院等）等。中電聯(lián)統(tǒng)計數(shù)據(jù)表明，截至2022年年底，用戶側(cè)儲能電站在建34座、裝機0.12GW/0.23GWh，累計投運131座、裝機0.48GW/1.81GWh，累計投運總能量同比增長49%²，其中工商業(yè)、備用電源累計投運總能量，在用戶側(cè)儲能電站累計投運總能量中占比分別為49.61%、48.06%，用戶側(cè)儲能應用主要場景對比詳見表1。

表1 用戶側(cè)儲能應用主要場景對比

一、工商業(yè)配儲

（一）工商業(yè)配儲規(guī)模

截至2022年年底，工商業(yè)配儲電站在建30座、裝機0.11GW/0.2GWh，累計投運81座、裝機0.28GW/0.9GWh，累計投運總能量同比增長136.79%。峰谷電價差是工商業(yè)配儲的主要盈利模式，峰谷電價差較大省份江蘇、浙江、廣東、安徽的工商業(yè)配儲裝機較高，占工商業(yè)配儲總能量的92.33%。2022年，工商業(yè)配儲平均運行系數(shù)0.49（相當于平均每天運行11.78h、年平均運行4297h）、平均利用系數(shù)0.3（相當于平均每天利用7.28h、年平均利用2658h），工商業(yè)配儲電站運行情況優(yōu)于電化學儲能電站的平均水平（2022年電化學儲能電站平均運行系數(shù)為0.17、平均利用系數(shù)為0.09）。

（二）工商業(yè)配儲相關(guān)政策

近年來，全國已有超過20個省份發(fā)布了工商業(yè)配儲相關(guān)的支持政策，主要聚焦在投資建設（投資補貼、容量補貼等）以及電站發(fā)展運營（輔助服務、需求響應、放電補貼等）等方面，各省（自治區(qū)、直轄市）發(fā)布的工商業(yè)配儲相關(guān)政策及裝機量情況詳見表2。

表2 工商業(yè)配儲政策及裝機情況³

已發(fā)布的相關(guān)政策可以歸納為以下幾個方面：

一是峰谷電價差逐步擴大。參照2023年5月各地電網(wǎng)代理購電價格，**峰谷電價差超過0.7元/kWh的省份有17個（目前電化學儲能度電成本約為0.6~0.7元/kWh，當峰谷電價差超過度電成本時工商業(yè)儲能投資才可實現(xiàn)盈利），部分省份設置了兩個高峰時段，越來越多省份的工商業(yè)儲能具備了實現(xiàn)盈利的條件。

二是各地陸續(xù)出臺工商業(yè)配儲補貼支持政策。當前，包括江蘇、浙江、山西、四川在內(nèi)的超10個省份發(fā)布了針對工商業(yè)用戶側(cè)儲能的補貼政策。補貼方式與電網(wǎng)側(cè)獨立儲能場景類似，主要包括放電補貼、容量補貼、投資補貼。從補貼的支持力度上看，浙江、廣東等制造業(yè)發(fā)達省份出臺了較多的補貼政策，其中浙江和重慶的補貼額度較高，浙江發(fā)布的《關(guān)于進一步推進制造業(yè)高質(zhì)量發(fā)展的若干政策》提出：對于實際投運儲能項目，按照實際放電量給予儲能運營主體0.8元/kWh的補貼。

三是鼓勵工商業(yè)配儲參與需求響應。儲能電站具有響應速度快、短時功率吞吐能力強等優(yōu)勢，有助于提高電網(wǎng)的電能質(zhì)量和系統(tǒng)穩(wěn)定性。已有廣東、重慶、云南等10余省份明確或鼓勵包括工商業(yè)配儲在內(nèi)的用戶側(cè)儲能作為響應主體參與需求響應，主要響應方式為削峰填谷，按照響應主體容量或有效響應電量進行補償，不同省份補貼標準差異較大。

四是鼓勵用戶側(cè)儲能參與電力輔助服務。2022年12月，國家發(fā)展和改革委員會發(fā)布的《關(guān)于進一步做好電網(wǎng)企業(yè)代理購電工作的通知》提出，鼓勵支持10kV及以上的工商業(yè)用戶直接參與電力市場。目前，包括華北電網(wǎng)、安徽、福建等在內(nèi)的10余個地區(qū)或省份，在其輔助服務相關(guān)政策中明確或鼓勵用戶側(cè)儲能可以參與調(diào)峰交易，調(diào)峰服務價格在0.1~1元/kWh之間。

（三）工商業(yè)配儲重點省份分析——以浙江為例

從政策的發(fā)布頻率和裝機規(guī)模上看，以江蘇、浙江為代表的我國制造業(yè)較為發(fā)達的沿海省份，其工商業(yè)用戶側(cè)儲能的發(fā)展較為領(lǐng)先。分析其發(fā)展的內(nèi)在原因，以浙江為例，作為工商業(yè)尤其是制造業(yè)大省，浙江近年來對于夏季電力供應，尤其是用電高峰時段的電力供應較為緊張。而電力用戶的錯峰有序用電，可以幫助維持電力穩(wěn)定供應，保障企業(yè)的正常生產(chǎn)，因此浙江通過設定較高的峰谷電價差，來進一步引導企業(yè)改變用電習慣。2023年5月，浙江**峰谷電價差達到了0.937元，而這也使得浙江的工商業(yè)用戶側(cè)儲能可以通過峰谷套利實現(xiàn)更好的盈利。

基于當前用戶側(cè)儲能以峰谷電價差套利為主要收益模式的現(xiàn)狀，較好的負荷資源及較大的峰谷電價差，已經(jīng)成為了用戶側(cè)儲能投資建設的重要考量因素。對于浙江、江蘇、廣東等制造業(yè)較為發(fā)達的沿海省份，其豐富的制造業(yè)負荷資源以及有競爭力的峰谷電價差，吸引了大量的資本投資，助推了工商業(yè)用戶側(cè)儲能的落地發(fā)展。

二、備用電源

（一）備用電源規(guī)模

截至2022年年底，備用電源電站在建4座、裝機0.01GW/0.03GWh，累計投運41座、裝機0.18GW/0.87GWh，累計投運總能量同比增長7.59%。江蘇、廣東的備用電源裝機占備用電源總能量的97.61%。2022年，備用電源平均運行系數(shù)0.19（相當于平均每天運行4.45h、年平均運行1626h）、平均利用系數(shù)0.1（相當于平均每天利用2.32h、年平均利用848h），備用電源電站運行情況與電化學儲能平均水平基本一致（2022年電化學儲能電站平均運行系數(shù)為0.17、平均利用系數(shù)為0.09）。

（二）備用電源發(fā)展情況分析

在“十四五”建設初期，我國局部地區(qū)發(fā)生了數(shù)次缺電事件。2021年，由于煤炭價格上漲和能耗雙控等原因，超過20個省份實施了有序用電措施，以確保電力供應的穩(wěn)定性。2022年，受到極端高溫天氣和水電出力驟減等因素的影響，再加上經(jīng)濟復蘇和工商業(yè)電力消費持續(xù)增長的因素，仍然有超過20個省份發(fā)布了有序用電通知，這導致部分工商業(yè)用戶出現(xiàn)了用電短缺的問題。

隨著停電限電情況的時有發(fā)生，由于儲能系統(tǒng)具備快速響應能力，可以在電網(wǎng)故障或突發(fā)事件發(fā)生時迅速切換為備用電源，提供緊急供電保障，越來越多的工商業(yè)用戶意識到儲能系統(tǒng)在維持正常用電需求、減少停電風險以及提高供電可靠性方面的重要性。用戶可以通過儲能系統(tǒng)的應用，在電力緊缺或停電情況下保持正常運營，用戶側(cè)儲能系統(tǒng)作備用電源的部署需求逐漸顯現(xiàn)。

三、用戶側(cè)儲能發(fā)展趨勢分析

隨著我國電力市場化改革的持續(xù)推進，工商業(yè)儲能的經(jīng)濟性正在逐步顯現(xiàn)，考慮到工商業(yè)用戶逐步進入電力市場帶來的高耗能用電成本的上升，以及第三產(chǎn)業(yè)、城鄉(xiāng)居民用戶的用電量占比不斷提升，未來峰谷電價差有望進一步拉大或維持高位，這也預示著用戶側(cè)儲能擁有著較大的發(fā)展?jié)摿?。此外，各地限電政策的出臺，也將刺激工商業(yè)用戶的電化學儲能配置需求。整體來看，當前用戶側(cè)儲能的整體運行情況**，受到峰谷價差拉大及相關(guān)政策因素的影響，用戶側(cè)儲能相對于電源側(cè)、電網(wǎng)側(cè)儲能得到了越來越多的關(guān)注，擁有更大的發(fā)展?jié)摿Α?/span>

用戶側(cè)儲能雖然擁有較為廣闊的發(fā)展前景，但對于工商業(yè)配儲、備用電源的發(fā)展在未來還面臨著一些實際性的挑戰(zhàn)。一是商業(yè)模式較為單一。對于用戶側(cè)儲能尤其是工商業(yè)配儲，峰谷套利是目前*主要的盈利方式，但是覆蓋范圍還主要局限在峰谷差價比較大的省份，部分地方政府雖然有補貼，但是補貼核算存在困難，且隨著儲能規(guī)模的擴大，補貼難以持續(xù)。二是市場化機制不健全。用戶側(cè)儲能參與電力輔助服務準入要求、參與方式、補償標準等相關(guān)機制尚不健全，參與積極性普遍不高。三是儲能安全管理有待加強。對于工商業(yè)配儲和備用電源，由于項目通常單體規(guī)模較小，安裝環(huán)境復雜，加之相關(guān)標準尚不健全，給用戶側(cè)儲能安全管理帶來更高的挑戰(zhàn)。

四、相關(guān)建議

一是進一步完善用戶側(cè)儲能峰谷電價機制。建議統(tǒng)籌考慮當?shù)仉娏ο到y(tǒng)峰谷電價差率、新能源裝機占比、系統(tǒng)調(diào)節(jié)能力等因素，合理確定峰谷電價差。結(jié)合當年電力供需情況、天氣變化等因素靈活調(diào)整，同時根據(jù)實際情況在峰谷電價的基礎(chǔ)上推行尖峰電價機制，以進一步提高用戶側(cè)工商業(yè)配儲的盈利空間。

二是深化用戶側(cè)電力輔助服務市場機制。進一步明確用戶側(cè)儲能場景可以參與的各類電力輔助服務品種、補償類型。針對用戶側(cè)儲能為電力系統(tǒng)運行整體服務提供的電力輔助服務，探索將補償費用由發(fā)電企業(yè)、市場化電力用戶等所有并網(wǎng)主體共同分攤，逐步將非市場化電力用戶納入補償費用分攤范圍。

三是完善用戶側(cè)電力需求響應機制。研究推動將包括工商業(yè)配儲、備用電源等在內(nèi)的可調(diào)節(jié)資源納入電力電量平衡，發(fā)揮用戶側(cè)儲能削峰填谷、促進電力供需平衡和適應新能源電力運行的作用。

四是健全用戶側(cè)儲能全流程安全管理機制。無論是工商業(yè)配儲還是備用電源，其建設地點通?？拷ど虡I(yè)，站點旁的人員及公眾財產(chǎn)相對密集，因此對于用戶側(cè)儲能的安全管理應當尤為重視。對于用戶側(cè)儲能的安全，應進行全流程的管理，加快完善用戶側(cè)儲能安全管理制度規(guī)范，不斷加強儲能安全技術(shù)攻關(guān)，完善基于用戶側(cè)儲能項目技術(shù)升級和安全性的檢測認證和監(jiān)督體系，建設并運營好國家電化學儲能電站安全監(jiān)測信息平臺，防止用戶側(cè)儲能存在“一建了之”行為造成的安全隱患。