2023年，被多家机构称为全球储能产业爆发元年。相较于动辄百兆瓦级的大型储能订单不时高调落定，另一种轻量级的储能市场正在悄然萌发——用户侧储能。
所谓用户侧，强调的是储能的使用场景。除了用户侧储能，还有更为人所熟知的电源侧和电网侧储能。因使用场景不同，它们在功率配置、性能要求等方面也存在较大差异。
中国化学与物理电源行业协会储能应用分会秘书长刘勇告诉记者，工商业主和家庭用户是用户侧储能的两大核心客群，而他们使用储能的目的主要是发挥电能质量、紧急备用、分时电价管理、容量费用等功用。对比之下，电源侧主要是解决新能源消纳、平滑出力和调频;而电网侧主要在于解决调峰调频辅助服务、缓解线路阻塞、备用电源和黑启动。
2022年中国储能并网规模达7.76GW/16.43GWh，但从应用领域分布看，用户侧储能仅占总并网量的10%。因此，在许多人的既往印象中，谈及储能必是上千万投资的“大项目”，而对于与自身生产生活息息相关的用户侧储能却知之甚少。在多位市场人士看来，这种情况将随着峰谷电价差拉大、政策支持加码而得到改观。
值得注意的是，处于发展初期的用户侧储能市场还面临经济性和安全性的两大考验。如何给予用户和投资方可观的收益、如何保障产品的硬件安全和数据安全，是在用户侧储能走向更普及前不得不直面的问题。
电力峰谷价差拉大，各地市场“冷热”不均
低电价时，给储能系统充上电;高电价时，再给储能系统放电。如此一充一放，用户便可利用峰谷电价差进行套利。用户降低了用电成本，电网也减轻了电力实时平衡压力，这是各地市场和政策推崇用户侧配备储能的基本逻辑。
科陆电子副总工刘佳璐告诉第一财经，储能的“风”吹了好几年，却一直因峰谷电价差较小存在“叫好不叫座”的窘境。而自去年起，工商业电价市场化的信号愈发明确，使得这种情况逐渐得到改善。不过，各地推进用户侧储能的难度系数仍然存在很大差异。例如，浙江、广东和江苏苏南的用户侧储能相对容易推进，而其他大部分省份，尤其是西部地区推进起来则较困难。“这种现象归根结底还是由于不同地区的峰谷电价差异。”
刘佳璐所说的用户，主要是指工商业用户。这是因为在国内当前的电价政策下，绝大多数家庭用户都不具备峰谷价差。因此，目前国内市场上普遍看好的是以工商业为主体的用户侧储能。
今年1月，国家发改委发布的《关于进一步做好电网企业代理购电工作的通知》，鼓励支持10千伏及以上的工商业用户直接参与电力市场，逐步缩小代理购电用户范围。业界普遍认为，这将明显利好工商业储能和园区用电，可以配置储能系统利用峰谷价差降低用电成本。
事实上，近半年各地电网的峰谷价差已经明显出现增大的趋势。据天风证券研究，全国各省市的电力峰谷价差超过0.7元/kwh的省市由去年7月的6个上升至今年1月的18个。同时，各地分时电价的峰谷比亦有持续拉大，例如河南由去年的0.72元/kwh上升至今年1月的1.021元/kwh。
据上述机构测算，每天一充一放下储能LCOE(平准化度电成本)约为0.63元/kwh。当峰谷电价差大于储能LCOE，工商业储能投资才具有经济性。这意味着，在峰谷价差不断增大的趋势下，全国范围内已有越来越多省份的工商业储能具备了经济性。
更让投资者欣喜的是，目前部分省份通过分时电价设置了两个高峰段，而且两个高峰段间存在电价差，因此可以让储能在谷时或平时充电，并在两个高峰段放电，如此就能实现每天“两充两放”，大幅提高储能系统的利用率，并将回本周期缩短至6年内。
“理想状态下的用户侧储能收益模型是很可观的，但我们在一线调研中了解到的实际情况更为复杂。”刘佳璐告诉记者，首先，这要求工商业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，这时候才是适合做储能的。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。
其次，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。
此外，刘佳璐还表示，部分企业对储能系统使用寿命的预期也过于乐观。目前市场上的储能锂电池充放电循环寿命普遍在7000到8000次左右，但它对应的日历寿命却不能简单粗暴地换算为20年。这是因为考虑到每天“两充两放”才能做到较高的经济性，若以此折算，日历寿命一般不超过10年。业界也有人提出，若10年后只针对电池部分进行单独更换或可以较低成本延长使用寿命，但刘佳璐认为，目前电池技术更新太快，届时规格等方面很难保证统一，大概率做不到完全匹配，因此十年以后更换电池可行性不大。
“储能系统的寿命通常只有10年左右，而回本周期就要6到8年，这明显是一笔不太划算的生意。因此，我们一般认为要把回本周期压缩到5年以内才具有较好的经济性。而这对于用户的用电负荷、需求意愿等方面都提出了较高的要求。”刘佳璐说。
工商业主仍有顾虑，是否经济安全成难题
对于很多对工商业储能抱有极大热情的用户和投资者而言，理解并接受这个过程中的不确定性因素是第一步。
刘佳璐告诉记者，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。而利好因素可能在于市场普遍预期未来几年的峰谷价差还将持续拉大。
“从用户侧看，我国的电能替代率将进一步提升，包括电动汽车的接入，这表明用电量还有增长的空间。从电源侧看，以风光为代表的新能源具有间歇性、波动性的特征，新能源的大规模接入将给电网带来较大压力。因此，通过峰谷价差调节电力供需平衡是大势所趋。不过，我们也很难预测，这种价差还将扩大到多少。” 刘佳璐说。
中国化学与物理电源行业协会储能应用分会秘书长刘勇告诉第一财经记者，2020年全国17个执行峰谷分时电价的省份中，普通工业和大工业用户安装储能仅北京地区能够盈亏平衡，随着储能技术经济性提升，按各省份2022年最新执行目录电价计算，预计2025年10个省份能够实现盈利。
此外，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。但在最近两年的夏季，华东、华南等负荷中心区域，受迎峰度夏及夏季有序用电影响，部分工商业用户在夏季用电出现电力短缺问题，同时受峰谷电价政策驱动影响以及储能系统成本下降，工商业用户部署储能的需求正在逐步显现。
刘佳璐表示，利用峰谷套利和充当备用电源是工商业主配备储能的两个主要目的。而实际上，这两个动机可能驱动用户下单，也可能不足以打动用户。其中，性价比是重要的衡量因素。
他给记者算了一笔账：以1mwh的工商业储能规模为例，投入成本约为200万元，假设一年的收益约为40万，需要五到六年的时间回本。但这项收益属于投资方和工商业主共同所有，通常要参与分成。若分给工商业主一到两成收益，即每年4到8万元。对于一家配备储能规模在1mwh的工商业企业而言，通常每年营收入以亿计，对比微薄的收益，可想而知企业通过储能套利的意愿并不强烈。
“我去年上半年大约走访了100家工商业企业，其中有6~7家大工业用户双方能达成一致，这已经是不错的成绩了。成功签订协议的企业中，有汽车、电气、水泥等行业企业，他们更多是出于响应双碳目标节能的目的。”刘佳璐说，此外从成本角度来说，对比柴油发电机3到4元的度电成本，电化学储能的成本可以控制在1元以内。
除了经济性因素外，安全性是工商业企业的主要顾虑。
“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。”阳光电源解决方案中心总经理李金虎向记者强调称。
目前国内的用户侧储能项目多采用锂电池，而热失控是锂电最为严重的安全事故。它是指由于内部短路或外部短路导致电池短时间产生大量热量，引发正负极活性物质和电解液反应分解，产生大量的热和可燃性气体，导致电池起火或者发生爆炸。而国内外因锂电热失控导致的储能事故灾难时有发生，加剧了用户对工商业侧配置储能的不信任感。
与此同时，用电数据是否安全也是企业需要衡量的一个因素。由于企业在为客户定制储能系统时，都要先调查企业的用电曲线和用电量情况，如果这个信息被竞争对手获取，由此推算出企业的实际产量，则可能造成商业损失。
“由于我们在行业内长期积累的经验和口碑较好，多年保持了零事故率，所以用户的信任度比较高。但是，对于新进入这个行业的企业而言，如何在安全方面建立信任可能是一个需要重点突破的命题。这也是为什么，尽管锂电的制造技术已经比较普及了，但我们认为这个行业的壁垒仍然存在，且不那么容易攻克。”刘佳璐说。
大浪淘沙，企业的核心竞争力何在
多位业界人士认为，对比政策导向相当强烈的电源侧、电网侧储能而言，用户侧储能是否爆发，主要取决于多个市场化因素。
“储能是新能源发展的必经之路，是构建新型电力系统的必要环节。但是，与地面电站大基建不同，用户侧储能对经济性十分敏感，这也是过去国内用户侧储能发展的瓶颈之一。如今，峰谷价差拉大，储能盈利模式日渐清晰，很多省份投资回报周期不断缩短，再加上电力现货市场交易的试运行、碳排放双控的推进，使得工商业和户用建设储能的积极性显著提升。”李金虎对第一财经记者表示。
对于许多深耕储能行业的龙头公司而言，市场的曙光已经乍现。以阳光电源为例，2021年阳光电源储能系统集成全球出货3GWh，出货量蝉联中国企业第一，2022年全年高增趋势持续。截至目前，阳光电源的储能产品已经走进全球150多个国家和地区。
乐驾能源CEO潘多昭告诉第一财经记者，在许多人的固有概念中，储能是个to B的赛道，但实际上用户侧储能却是个类to C的领域。工商业主判断是否要采用储能属于纯市场化行为，需要结合储能系统带来的收益多少，以及收益的稳定性和持续性。
“做用户侧储能的企业所需要具备的能力，与传统的储能电芯厂和电池包(组装)厂存在很大的差别。他们或许可以服务于几大建设集团，但是无法直接服务于工商业用户。因为工商业用户的分布太散、又有个性化的需求差异，这对企业的软硬件一体化、智能运维服务能力都提出了很高的要求。” 潘多昭说。
潘多昭表示，过去市场上约有三成左右的用户侧储能存在投运不达预期的问题。这其中存在三个主要原因，一是用户侧用电特性分析不足或变化，导致装机特征设置功能与实际用电不符;二是设备或者是设备投运后运维质量和技术水平不高;三是有的新能源+储能，作为辅助性系统的储能系统缺乏联动控制和收益优化策略功能，导致无法达到收益率预期。
经济性方面，潘多昭表示，目前其通过自营硬件的成本控制，可以将回收周期缩短到1年，而通过延长寿命的预警算法和控制，日历寿命也做到15年左右。如此一来，产品的收益率就有了保障。而在安全方面，他的策略是通过此前在电动汽车领域的数据积累，开发出高精度的安全算法模型。而对于用户担心泄露数据的问题，他的思路依旧是智慧化：在储能系统正式投运后，企业可以根据智能化的软件针对自身的生产情况作出私有化部署，降低数据外泄风险。
潘多昭表示，以目前浙江的工商业储能为例，市场之所以培育得这么好，一方面是当地的峰谷电价差足够有吸引力，另一方面，也离不开区县政府的鼓励以及补贴政策。由于多数工商业主对于用户侧储能都是一知半解，因此政策的提倡和鼓励将给他们带来更稳定的信心。在这个过程中，相关部门的监管以及行业规范也要尽早建立起来，把一些能力不足、质量差、安全风险高的公司将被排除在外。否则，对于处在萌芽中的用户侧储能而言，还将面临更大的信任危机。
李金虎也强调，2015年至今，储能行业每年的复合增长率都很高，行业的蓬勃发展吸引了很多企业跨界加入。但储能属于高技术壁垒型行业，需要长时间、跨领域的知识和技术沉淀，需要深度融合电力电子、电化学、电网支撑技术。储能系统集成不是简单的做加法，非专业的集成、粗暴地拼凑，会带来严重的安全问题，产品质量性能更无法保证。
“尤其是近几年，国内工商业储能市场爆发，吸引大量企业闻风涌入，市场鱼龙混杂、技术参差不齐，带来巨大的安全隐患。不过随着工商业储能盈利空间的打开，市场逐渐回归理性，储能安全和长线收益的价值将进一步凸显，行业狂欢退潮后，‘裸游’的入局者终将被市场淘汰。”李金虎称。
在政策和资本双重加持下的用户侧储能市场将会去向何方，谁能“笑到最后”?
刘勇认为，目前的用户侧储能市场更需要对系统集成能力强的企业参与，技术上要融合贯通光储技术的结合，对电化学、电力电子、智能化与数字化、电网调度等技术有足够的知识积淀和高质量高效的生产制造能力。此外，还需要企业有丰富的项目经验和完善便利的系统安装服务支持能力，确保用户侧储能项目全生命周期安全稳定运行。
同时，刘勇建议，积极鼓励用户在电网供电压力较大、峰谷差较大的地区建设用户侧储能系统，有条件的地区可出台专项补贴政策。研究制定动态调整峰谷分时电价机制，充分发挥电化学储能电站的快速建设和灵活配置的优势，为解决夏季用电高峰时期的“迎峰度夏有序用电”问题发挥重要作用。同时，他还建议研究提出支持储能发展的财政、金融、税收减免等政策，加大绿色债券、绿色信贷对储能项目的支持力度，将新型储能项目纳入基础设施不动产投资信托基金(REITs)试点支持范围。
