近期，新能源側配套應用的百兆瓦時以上大型儲能電站紛紛落地，詳見推文“大型儲能電站紛紛落地，儲能發(fā)展進入快車道”。在聚焦大型儲能的同時，本文主要談談中小型儲能電站為主的用戶側儲能電站的發(fā)展。
用戶側儲能主要通過峰谷電價差、降低變壓器容量費、需求側響應、輔助服務或現貨市場等獲取收益。在美國、西歐、澳大利亞等電價水平高、電力市場較為成熟的國家，包括戶用儲能在內的用戶側儲能發(fā)展迅速，例如美國加州通過自發(fā)電激勵計劃（Self Generation Incentive Program，SGIP）對初裝進行補貼，同時制定政策為用戶側儲能開放多種市場交易模式，極大的促進了用戶側儲能的發(fā)展。
國內現階段，由于多數地區(qū)電價差有限以及電力市場尚未健全，通過峰谷電價差套利仍是最主要的盈利模式。因此，電價差是評估用戶側儲能能否落地的最主要因素，據測算，用戶側儲能電站全壽命周期內度電成本約在0.65元/瓦時左右，只有當峰谷電價差超過度電成本時，用戶側儲能才具備盈利條件?？傮w來說，北京、江蘇、廣東等經濟較發(fā)達、負荷水平高的地區(qū)，峰谷電價差也較大，而西部地區(qū)、電源基地等地區(qū)，由于峰價低，峰谷電價差也較低。以江蘇10kV接入的大工業(yè)用電為例，峰：平：谷電價分別為1.0347：0.6068：0.2589，峰谷比為4，峰谷價差0.7758元，另在7、8月部分時段執(zhí)行尖峰電價，進一步拉大電價差；而以蒙西電網10kV接入的工商業(yè)用電為例，由于基礎電價低，未實施峰谷電價差，單一制電價為0.4499元，用戶側儲能尚不具備盈利條件。
7月29日，國家發(fā)展改革委印發(fā)《關于進一步完善分時電價機制的通知》，通知提出進一步完善目錄分時電價機制，更好引導用戶削峰填谷、改善電力供需狀況、促進新能源消納。通知規(guī)定，上年或當年預計最大系統(tǒng)峰谷差率超過40%的地方，峰谷電價價差原則上不低于4:1；其他地方原則上不低于3:1；同時建立尖峰電價機制，尖峰電價在峰段電價基礎上上浮比例原則上不低于20%。按照通知部署，近期，多個地區(qū)出臺政策，拉大峰谷電價差。廣東、浙江、寧夏、貴州、湖南、廣西、江西等多個地區(qū)均出臺政策進一步完善峰谷分時電價，使得用戶側儲能的發(fā)展具備良好的前景。
需要指出的是，用戶側儲能盈利計算除了與電價差有關外，還與所執(zhí)行電價的時間段有關，部分尖峰電價執(zhí)行的時間較短，不能簡單的用尖峰電價和谷價差作為儲能盈利的電價差，而應根據儲能充放電策略綜合考慮電價差和所執(zhí)行時間段來計算。
電力系統(tǒng)是一個發(fā)輸變配用一體的系統(tǒng)，儲能在發(fā)電側、電網側和用戶側均可發(fā)揮多重支撐作用，用戶側儲能同樣可提供調峰、調頻、調壓等服務，隨著電力市場的完善、峰谷電價差的拉大，用戶側儲能可通過市場和價格激勵機制，完善收益模型和策略，獲得更好的收益，未來的儲能將會“多場景集中+分散”的協同發(fā)展。
