“双碳”目标下，加快构建新型电力系统是必然趋势，也是一项长期的任务。近年来，我国把促进新能源和清洁能源发展放在更加突出的位置，2023年3月，我国非化石能源发电装机容量首次超过50%，储能作为构建新型电力系统的重要支撑，对改善新能源电源的系统友好性、改善负荷需求特性、推动新能源大规模高质量发展起着关键作用。根据2023年3月国家电化学储能电站安全监测信息平台发布的《2022年度电化学储能电站行业统计数据》1（以下简称“中电联统计数据”）报告，2022年电化学储能电站平均运行系数为0.17（相当于平均每天运行4.15h、年平均运行1516h）、平均利用系数为0.09（相当于平均每天利用2.27h、年平均利用829h），电化学储能电站发展呈现出蓄势待发的态势。受政策以及市场化机制的影响，截至2022年年底，我国电源侧、电网侧、用户侧储能累计投运总能量占比分别为48.40%、38.72%、12.88%，不同应用场景的电化学储能发展差异较大，本文将主要针对用户侧储能发展情况展开详细分析。

（本文来源：微信公众号 中电联电动交通与储能分会）

用户侧储能通常是指在不同的用户用电场景下，根据用户的诉求，以降低用户的用电成本、减少停电限电损失等为目的建设的储能电站。常见的用户侧储能应用场景包括工商业配储（包括产业园等）、备用电源（包括海岛、校园、医院等）等。中电联统计数据表明，截至2022年年底，用户侧储能电站在建34座、装机0.12GW/0.23GWh，累计投运131座、装机0.48GW/1.81GWh，累计投运总能量同比增长49%2，其中工商业、备用电源累计投运总能量，在用户侧储能电站累计投运总能量中占比分别为49.61%、48.06%，用户侧储能应用主要场景对比详见表1。

表1 用户侧储能应用主要场景对比

一、工商业配储

（一）工商业配储规模

截至2022年年底，工商业配储电站在建30座、装机0.11GW/0.2GWh，累计投运81座、装机0.28GW/0.9GWh，累计投运总能量同比增长136.79%。峰谷电价差是工商业配储的主要盈利模式，峰谷电价差较大省份江苏、浙江、广东、安徽的工商业配储装机较高，占工商业配储总能量的92.33%。2022年，工商业配储平均运行系数0.49（相当于平均每天运行11.78h、年平均运行4297h）、平均利用系数0.3（相当于平均每天利用7.28h、年平均利用2658h），工商业配储电站运行情况优于电化学储能电站的平均水平（2022年电化学储能电站平均运行系数为0.17、平均利用系数为0.09）。