近期，新能源侧配套应用的百兆瓦时以上大型储能电站纷纷落地，详见推文“大型储能电站纷纷落地，储能发展进入快车道”。在聚焦大型储能的同时，本文主要谈谈中小型储能电站为主的用户侧储能电站的发展。

用户侧储能主要通过峰谷电价差、降低变压器容量费、需求侧响应、辅助服务或现货市场等获取收益。在美国、西欧、澳大利亚等电价水平高、电力市场较为成熟的国家，包括户用储能在内的用户侧储能发展迅速，例如美国加州通过自发电激励计划（Self Generation Incentive Program，SGIP）对初装进行补贴，同时制定政策为用户侧储能开放多种市场交易模式，极大的促进了用户侧储能的发展。

国内现阶段，由于多数地区电价差有限以及电力市场尚未健全，通过峰谷电价差套利仍是最主要的盈利模式。因此，电价差是评估用户侧储能能否落地的最主要因素，据测算，用户侧储能电站全寿命周期内度电成本约在0.65元/瓦时左右，只有当峰谷电价差超过度电成本时，用户侧储能才具备盈利条件。总体来说，北京、江苏、广东等经济较发达、负荷水平高的地区，峰谷电价差也较大，而西部地区、电源基地等地区，由于峰价低，峰谷电价差也较低。以江苏10kV接入的大工业用电为例，峰：平：谷电价分别为1.0347：0.6068：0.2589，峰谷比为4，峰谷价差0.7758元，另在7、8月部分时段执行尖峰电价，进一步拉大电价差；而以蒙西电网10kV接入的工商业用电为例，由于基础电价低，未实施峰谷电价差，单一制电价为0.4499元，用户侧储能尚不具备盈利条件。

7月29日，国家发展改革委印发《关于进一步完善分时电价机制的通知》，通知提出进一步完善目录分时电价机制，更好引导用户削峰填谷、改善电力供需状况、促进新能源消纳。通知规定，上年或当年预计最大系统峰谷差率超过40%的地方，峰谷电价价差原则上不低于4:1；其他地方原则上不低于3:1；同时建立尖峰电价机制，尖峰电价在峰段电价基础上上浮比例原则上不低于20%。按照通知部署，近期，多个地区出台政策，拉大峰谷电价差。广东、浙江、宁夏、贵州、湖南、广西、江西等多个地区均出台政策进一步完善峰谷分时电价，使得用户侧储能的发展具备良好的前景。

需要指出的是，用户侧储能盈利计算除了与电价差有关外，还与所执行电价的时间段有关，部分尖峰电价执行的时间较短，不能简单的用尖峰电价和谷价差作为储能盈利的电价差，而应根据储能充放电策略综合考虑电价差和所执行时间段来计算。

电力系统是一个发输变配用一体的系统，储能在发电侧、电网侧和用户侧均可发挥多重支撑作用，用户侧储能同样可提供调峰、调频、调压等服务，随着电力市场的完善、峰谷电价差的拉大，用户侧储能可通过市场和价格激励机制，完善收益模型和策略，获得更好的收益，未来的储能将会“多场景集中+分散”的协同发展。

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