主要限制是基础电费缴纳模式

用户侧储能主要依托工商业企业的建设，商业模式主要依赖于峰谷电价差，辅以需求侧响应、需量电费、分布式光伏消纳、应急备用等直接或间接收益，一般采用合同能源管理或用户自建方式。目前，在浙江、广东、江苏等峰谷电价差较大的地区发展较快。

“用户侧储能发展的主要限制在于基础电费的缴纳模式，基础电费缴纳模式包括按容缴费和按需缴费两种，按需缴费对用户侧储能经济性影响较大。”彭宽宽对记者直言，用户侧储能发展的最大门槛是基础电费的选择问题，第二个制约因素是用户侧储能场地的选择。工厂对土地利用率要求较高，不会有大量空地用来安装储能装置。

在岳芬看来，一些企业甚至拿不到基本电费收益。例如，负荷率高的企业可能会选择按变压器容量缴纳基本电费，而按最大需量缴纳基本电费的企业，如果负荷曲线比较平稳，也无法通过储能减少基本电费。此外，用户侧储能依赖于用户场景，与用户的实际生产行为、电力负荷等均有关系，很多储能项目没有办法全年做到每天“两充两放”。如果能做到“两充两放”，在浙江等峰谷价差大的省份，收益还是不错的。“目前，峰谷价差是用户侧储能的主要盈利渠道，但越来越多的省份也在加大力度推动需求响应和虚拟电厂平台建设，给用户侧储能带来额外收益机会。”

“我们更关注用户侧储能安全性和经济性。”上海美克生能源创始人兼董事长魏琼在接受记者采访时表示，经济性是影响用户侧储能投资的关键因素。以浙江为例，2022年，为实现电力稳定供应，浙江设计了不同的峰谷价差，大幅提升了该省储能的经济性。浙江通过电价变化提升储能比例的做法值得借鉴，既降低了电价综合成本，又提升了电力系统稳定性。

事实上，多地政府已出台文件支持拉大峰谷价差，同时建立尖峰电价和季节性电价。例如，在夏季用电高峰时段，多个省份执行尖峰电价，为用户侧储能发展创造空间。以今年三月全国电网代理购电价格为例，在全国峰谷价差中，浙江省最高，价格为1.33元/度。此外，峰谷电价差超过0.7元以上的地区达到了23个。

分布式光伏发展经验值得借鉴

记者采访了解到，用户侧储能与分布式光伏应用模式相近，均通过工商业企业建设降低用电成本，市场渠道和建设模式有很多相似之处。不过，用户侧储能对企业的运营状况、用电负荷曲线、场站条件、用电量等要求更高。相比分布式光伏，用户侧储能盈利情况面临更多不确定性。

“用户侧储能需要解决的最大门槛是基础电费。”彭宽宽表示，按需缴费有可能增加基础电费，在这种情况下，企业的储能项目收益就会受到影响。“用户侧储能风险蛮大，未来发展面临不确定性，建议在投资风险控制上借鉴分布式光伏发展经验。”