根據(jù)CNESA（中關村儲能產(chǎn)業(yè)技術聯(lián)盟）數(shù)據(jù)庫統(tǒng)計，2017年中國新增投運電化學儲能項目121MW。按應用場景，主要分布在集中式可再生能源并網(wǎng)、輔助服務和用戶側等領域。其中，用戶側領域的功率規(guī)模最大，超過70MW。
節(jié)省用電成本的方法有很多種，選擇用戶側儲能的企業(yè)正在不斷增多。但用戶側儲能，不僅僅是節(jié)約電費。利用峰谷電價差在谷時充電峰時放電，只是用戶側儲能的“常規(guī)動作”。除此之外，儲能系統(tǒng)還可以幫助用戶降低停電風險、提高電能質量、降低容量電費、參與需求側響應等，從而發(fā)揮多重價值。
2017年國家發(fā)改委、國家能源局批準28個新能源微網(wǎng)示范項目，其中規(guī)劃新增電儲能裝機超過150MW。而國內首個“增量配電網(wǎng)+儲能”項目也已經(jīng)在江蘇省誕生。根據(jù)輔助服務領域的改革方向，未來用戶也將成為這一領域市場參與主體，儲能在調峰等品種上大有用武之地。
目前用戶側儲能收益主要來自于峰谷電價差套利，因為大多數(shù)項目分布在峰谷電價差較大的江蘇、北京等省市。電池以鋰電池和鉛炭電池為主，投資回收期在5-8年不等。盡管商業(yè)模式簡單明了，但投資回收期仍然較長。
在技術上，如何提高電池循環(huán)壽命從而降低儲能系統(tǒng)成本，增加項目收益，這將是用戶側儲能面臨的最重要挑戰(zhàn)。不同類型的電池在用戶側儲能中的優(yōu)劣勢如何，未來成本降低的潛力有多大，用戶將結合自身需求做出不同決策。
在政策上，峰谷電價差未來是否能夠擴大？在5-8年的投資回收周期中，電力價格的變化將對儲能項目的收益產(chǎn)生重大影響。目前，電力現(xiàn)貨市場試點正在推進之中，廣東、浙江等省已經(jīng)開始了對規(guī)則的討論。對于儲能來說，一個價格波動更大的電力市場可謂風險中孕育著希望。
電網(wǎng)企業(yè)開始重視用戶側儲能的價值。江蘇省電力公司已在2017年出臺了《客戶側儲能系統(tǒng)并網(wǎng)管理規(guī)定》（試行），規(guī)范儲能系統(tǒng)并網(wǎng)的流程與手續(xù)。售電公司也開始躍躍欲試。華潤電力與南都電源2018年2月簽訂了戰(zhàn)略合作協(xié)議，雙方將在儲能等綜合能源服務、購售電業(yè)務與服務等領域深入合作。
