用户侧储能发展存在的问题

随着电池的价格不断下滑，用户侧储能的回收周期越来越短，业主的接受程度也在逐渐提高。国家也在不断出台文件推进用户侧储能的发展，2021年国家发展改革委 国家能源局关于加快推动新型储能发展的指导意见发改能源规〔2021〕1051号和2024年1月国家发展改革委 国家能源局关于加强电网调峰储能和智能化调度能力建设的指导意见指出，发展用户侧新型储能，围绕大数据中心、5G基站、工业园区等终端用户，依托源网荷储一体化模式合理配置用户侧储能，提升用户供电可靠性和分布式新能源就地消纳能力。探索不间断电源、电动汽车等用户侧储能设施建设，推动电动汽车通过有序充电、车网互动、换电模式等多种形式参与电力系统调节，挖掘用户侧灵活调节能力。探索多能源品种和源网荷储协同调度机制。推动源网荷储一体化、负荷聚合商等主体作为整体接入公用电网并接受电网统一调度，实现内部多主体的协同优化，降低大电网的调节压力。

但在和业主以及资方的交往中，用户的担心、资方的顾虑等均有不同的体现，也影响用户侧储能的进一步推广。

1.存在的问题

(1)一次性投资成本高，回收周期的不确定性

虽然电池成本在不断下降，但用户侧储能总体来说价格还是较高，EPC价格大约在1元/Wh。小一点的企业通常用几台储能柜，需要几十万，大一点的企业达到MWh以上，要几百万元至上千万元，对于企业来说，自购一次性投资成本高。目前大多数是和资本方合作，采取比例抽成的方式。按照抽成比例计算，投资方收回成本大约需要5-6年左右时间。

实际上，电池的衰减、系统效率的损耗，这些都可能成为影响企业收益的负面因素。例如，充一度电实际能放出来的或许只有0.85度电，因为储能系统内部自身也会耗电，而这些却是很多企业在向用户计算收益模型时有意无意忽视的。理论上可以做到2充2放，实际运行中是达不到的，达到日均1.5次已经很不错了，电价政策的波动更会造成后续收益的不确定性。还有电池的衰减，只是理论上的，实际上衰减速度要快，这些因素都会影响回收周期。

(2)盈利模式少，峰谷价差收益不可持续

用户侧储能收入来源主要依靠峰谷电价差。受电价政策影响很大，2023年以来，我国各地分时电价政策落地且峰谷价差不断扩大。据EESA统计，2023年12月全国17个省份峰谷电价差超4∶1。峰谷时段方面，超20个省份可满足“两充两放”充放电策略，部分省份为“谷-峰”策略，多数省份为“谷-峰+平-峰”策略。国内用户侧储能目前主要集中在峰谷价差较高且工商业发达的江苏、广东、北京、浙江等地区。

电价政策有较大的不确定性，很少能持续几年的。有的项目在建设期间，电价政策发生变化，投资收益率大幅降低，有些出现中断、违约等现象。如何从电价政策上消除投资顾虑，对用户侧储能的快速发展有重要影响。

用户侧储能另一个收益时政策补贴。各地也纷纷出台了多种补贴手段，主要分为放电补贴、容量/功率补贴和投资补贴，是峰谷价差之外工商业储能项目重要获利来源。河南省发布对2023年度新建非独立新型储能项目财政奖励资金15个项目总规模为312.3MWh，累计奖励金额达到3526.9万元

广东南沙支持工业企业开展工业固体废物资源综合利用改造，以及自建的分布式光伏发电系统和新型储能设施，对符合条件的投资期内新设备购置额150万元以上的项目，按新设备购置额不超过15%的比例予以事后奖励，单个项目奖励金额最高300万元 。

用户侧储能参与调频市场也可获取收益，但目前基本上不存在，用户侧储能基本上不被调用，对于电网来说“量太小”大部分用户侧储能不允许其电量上网。

(3)各方的忧虑

(1)业主的忧虑

业主的担心主要在两方面，一是储能的安全性，二是对现有供电系统的干扰性。

不管是用户侧还是电源侧、电网侧，安全永远是储能的第一需求。没有安全，一切收益都是泡影。安全性是储能系统最重要的评价指标，是取得收益的前提，安全不仅是人身财产安全，还包括并网安全、运维安全、收益安全等。国内外储能出现安全事故的屡见不鲜，这会加剧用户对用户侧储能的不信任感

同时，加装储能对用户现有电力供应是否有影响，是否能保障用户的用电安全，也是企业需要衡量的一个因素。有的用户也担心企业秘密如用电数据的泄露。

(2)资方的忧虑

资方除了对政策及电价的变动顾虑之外，还担心储能系统的寿命和后续的运营与维护，以及分布式储能的打包售卖。

用户侧储能发展时间相对还较短，没有形成完善的运维服务，储能系统的寿命也要经过长时间的验证。达到寿命期限后，更换电池，由于电池技术的不断更新，是否有合适的电芯进行更换，等等。

(4)电力部门的担心

储能不能影响正常供电系统的电能质量及电网的安全性。目前各地均不允许用户侧储能上网售电，主要也是担心影响电网安全。2024年1月国家能源局关于加强电网调峰储能和智能化调度能力建设的指导意见特别指出：坚守底线，安全充裕。坚持底线思维、极限思维，坚持安全第一、先立后破，动态研判电力系统对调节能力的需求，适度加快调峰、储能及智能化调度能力建设，推动电力系统调节能力保持合理裕度，增强极端情况防范应对能力，确保电力系统安全稳定运行。针对电网的安全性，目前对储能并网的要求也是越来越严格，各地也不断有规范、要求出台，国家也在不断完善相关标准。

(5)用户侧储能应用的局限性

用户的用电曲线与电网的负荷曲线趋于一致，也就是说，在电网的尖峰电价时段正好是企业用电量最大的时候，这时候是最适合做储能的。反之，若尖峰电价时段企业本身的用电量就不大，那么收益也就不明显。

国内的工商业电价很多采用的是两部制电价，即结合与容量对应的基本电价和与用电量对应的电量电价共同决定电价。如果一家企业24小时的用电曲线比较平稳，那么在谷时电价时段可能会出现两种现象，一是企业的变压器都用在企业自身生产所需的负荷上了，没有多余的容量给储能系统进行充电；二是即使有多余的容量，也可能增加企业所缴的需量电费，固定时段内的最大需量电力因为储能的加入而增加了。而对于主要作为“削峰填谷”应用的用户侧储能，在此就受到很大限制。例如有许多企业，用电量很大，但很平稳，变压器余量也足够大，但由于加上储能后，增加了需量电费，使峰谷电价差收益缩减60%以上，就无法加装储能。这份企业可以不增加容量费情况下，加装储能可以达到削峰填谷的作用，对各方均有利。

(6)运营模式和市场机制尚不完善

用户侧储能目前除了很少一部分属于企业自投外，大部分是资方与业主方签订协议，涉及比例分成等。但许多客户企业不稳定，目前可能形式好，企业运行稳定，储能收益可以，但可能几年后，企业发展不行，倒闭了，储能如何处理？后续如何运行？如何保证资方投资的长期稳定效益，是影响发展的重要因素，目前电网公司在其中的作用主要是调度、并网要求等，其可以起到更大的作用，在签订合同时电网公司同时签订，业主发生变化时储能不发生变化。

用户侧储能单个项目规模较小，客户所处行业分散且需求差异大，应用环境复杂，导致项目可复制性较差，推广速度较慢。

2.如何构建新型储能高质量发展长效机制

(1)构建有利于新型储能应用和发展的体制环境

配套建设或共享新型储能的新能源发电项目，在竞争性配置、项目核准（备案）、并网时序、系统调度运行安排、保障利用小时数、电力辅助服务补偿考核等方面给予适当倾斜。制定新型储能调度运营的规则和标准，细化储能参与调度的方式、调度的频次、充放电次数、放电深度等。按照“谁受益、谁付费”的原则，允许电网侧替代性储能成本向外疏导。优化电力市场设计，探索储能作为系统容量的价值补偿机制。

重点支持用户侧储能发展，尽快形成可持续发展模式。用户侧强制配储项目平均利用率为65%，远高于电源侧和电网侧。相较于电网侧和电源侧，用户侧储能具有比较明确的收益机制，主要发达省份的用户侧储能通过峰谷价差基本能够实现项目盈利。此外，用户侧储能规模小、分散利用，是当前新型储能较好且易规模化推广的应用场景。因此，应在政策上打破制约用户侧储能健康发展的障碍，创造多重价值实现机制。加快推动分布式电力的市场化交易，支持用户侧储能参与市场电量交易，其相应充电电量不应承担输配电价和政府性基金及附加。积极发展分布式能源和虚拟电厂，充分发挥用户侧储能的支撑价值，逐步形成市场引导用户侧储能投资的可持续发展模式。

(2)鼓励有利于新型储能发展的新模式和新业态

释放新型储能价值潜力，探索聚合商、共享储能、虚拟电厂等多元化主体共同参与的市场模式。目前，新型储能主要以参与调峰、调频辅助服务市场为主，且实践中往往掣肘于当前的调度机制，其真实价值无法完全实现。因此，在明确新型储能经营主体地位的基础上，可以借鉴国外经验，支持和探索市场聚合商、共享储能、虚拟电厂等新兴商业模式和产业业态，优化新型储能参与峰谷套利、辅助服务、现货交易、容量租赁等市场运营模式，创造健康的市场投资环境。

(3)加强电力企业在用户侧储能中的作用

电力企业在储能发展中起着关键作用，目前大部分功能还未完全体现出来。用户侧储能主要功能在于解决终端用户低电压、台区重过载等问题，将直接提升用户的用电感受，并向上兼容前端局部网架卡脖子导致供电能力受限的问题，一定程度上缓解高峰期细导线、小配变、小主变等卡脖子设备过流烧毁的风险。用户侧储能可以实现容量电费管理，解决老旧小区的电力线路扩容问题，以及电动汽车充电介入给电网带来冲击的问题，延缓配电网升级，同时可以实现削峰填谷，降低电量电费。随着城镇化的发展，老旧城区电力改造的问题越发突出，用户侧储能的价值有望得到充分发挥，收益多样化，经济性较好，未来市场空间较大。但同时，也需加速完善行业安全标准和电力市场化机制，保障用户侧储能的安全性和经济性。

在这些应用中，降低容量费用，简化储能增容手续等，会更快推进储能的发展。

另外，完善用户侧储能参与电力市场化交易的能力，提高储能系统的利用率。积极储备大量用户负荷数据，结合未来电力市场化建设进程和电价政策变化，优化配置区域储能系统，提供需求侧响应服务、调频、提高电能质量等辅助服务，降低用户综合电费，提高用户侧储能利用率。

对地已提出试行方案，贵州省印发《贵州省新型储能参与电力市场交易实施方案（试行）》征求意见稿：交易方式共2种：一是直接交易，独立储能以独立经营主体直接参与电力市场，既可作为买电方，也可作为卖电方；二是联合交易，电源侧或用户侧储能与所属电源或用户联合作为一个整体参与电力市场，只能作为买电或卖电其中一方。配建储能通过技术改造满足条件后，可选择转为独立储能参与电力市场。

(4)加强储能产业行业标准体系建设和市场监管

储能大规模应用和发展，质量和安全性是不可逾越的门槛。在政策驱动和市场诱惑下，越来越多的企业和资本转行、跨界涌入储能产业，自身缺乏足够的技术研发和生产制造经验积累，生产出的储能产品在质量、性能及安全性上均难以达到行业标准要求，为能在行业站住脚，实施低价策略，引发当前储能全产业链价格战，导致储能项目招投标环节重价轻质，质量低劣产品、存在安全隐患产品能以次充好大量流入市场，行业出现无序竞争的混乱局面。建议相关部门从包括储能标准、行业监管、市场培育等多方面入手，进一步规范行业发展秩序，调整优化相关政策机制，加强储能产业行业标准体系建设，强化行业监管准入等多个方面，让行业回归市场，实现健康发展。