根據CNESA數據庫統計，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、輔助服務和用戶側等領域。其中，用戶側領域的功率規模最大，超過70MW。

　　節省用電成本的方法有很多種，選擇用戶側儲能的企業正在不斷增多。但用戶側儲能，不僅僅是節約電費。利用峰谷電價差在谷時充電峰時放電，只是用戶側儲能的“常規動作”。除此之外，儲能系統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，發揮多重價值。

　　隨著電力體制改革的推進，用戶側也顯示出了更多可能性。微電網、增量配電網、用戶主動參與輔助服務都將儲能帶來機會。2017年國家發改委、國家能源局批準28個新能源微網示范項目，其中規劃新增電儲能裝機超過150MW。而國內首個“增量配電網+儲能”項目也已經在江蘇省誕生。根據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，在調峰等品種上儲能必然大有用武之地。

　　用戶側儲能何時迎來爆發？儲能國際峰會暨展覽會2018特設“用戶側儲能商業化之路”主題論壇，邀請電網公司、儲能企業、專家學者共同探討用戶側儲能的商業模式、政策環境，分享項目開發與運營案例。

　　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，如何提高電池循環壽命從而降低儲能系統成本，增加項目收益，這將是用戶側儲能面臨的最重要挑戰。不同類型的電池在用戶側儲能中的優劣勢如何，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生重大影響。目前，電力現貨市場試點正在推進之中，廣東、浙江等省已經開始了對規則的討論。一個價格波動更大的電力市場對于儲能來說，可謂風險中孕育著希望。

　　電網企業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《客戶側儲能系統并網管理規定》（試行），規范儲能系統并網的流程與手續。售電公司也開始躍躍欲試，2018年2月，華潤電力與南都電源簽訂戰略合作協議，雙方將在儲能等綜合能源服務、購售電業務與服務等領域深入合作。

　　未來是否會有更多的企業加入到用戶側儲能的潮流之中，歡迎來到儲能國際峰會暨展覽會2018“用戶側儲能商業化之路”主題論壇，共同展望儲能未來!

 

重點議題

　　國內熱點區域解讀，挖掘市場機會：各區域政策環境如何、企業未來應該如何規劃布局？標準如何建立？

　　國際市場用戶側儲能商業模式探究與解讀，國內企業該如何借鑒國際經驗，“移花接木”到國內市場？

　　案例分析：項目開發與運營中的痛點與難點分析，項目投資收益與成本該如何計算？實際回收期又有多長？