基于当前用户侧储能以峰谷电价差套利为主要收益模式的现状，较好的负荷资源及较大的峰谷电价差，已经成为了用户侧储能投资建设的重要考量因素。对于浙江、江苏、广东等制造业较为发达的沿海省份，其丰富的制造业负荷资源以及有竞争力的峰谷电价差，吸引了大量的资本投资，助推了工商业用户侧储能的落地发展。

二、备用电源

（一）备用电源规模

截至2022年年底，备用电源电站在建4座、装机0.01GW/0.03GWh，累计投运41座、装机0.18GW/0.87GWh，累计投运总能量同比增长7.59%。江苏、广东的备用电源装机占备用电源总能量的97.61%。2022年，备用电源平均运行系数0.19（相当于平均每天运行4.45h、年平均运行1626h）、平均利用系数0.1（相当于平均每天利用2.32h、年平均利用848h），备用电源电站运行情况与电化学储能平均水平基本一致（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）。

（二）备用电源发展情况分析

在“十四五”建设初期，我国局部地区发生了数次缺电事件。2021年，由于煤炭价格上涨和能耗双控等原因，超过20个省份实施了有序用电措施，以确保电力供应的稳定性。2022年，受到极端高温天气和水电出力骤减等因素的影响，再加上经济复苏和工商业电力消费持续增长的因素，仍然有超过20个省份发布了有序用电通知，这导致部分工商业用户出现了用电短缺的问题。

随着停电限电情况的时有发生，由于储能系统具备快速响应能力，可以在电网故障或突发事件发生时迅速切换为备用电源，提供紧急供电保障，越来越多的工商业用户意识到储能系统在维持正常用电需求、减少停电风险以及提高供电可靠性方面的重要性。用户可以通过储能系统的应用，在电力紧缺或停电情况下保持正常运营，用户侧储能系统作备用电源的部署需求逐渐显现。

三、用户侧储能发展趋势分析

随着我国电力市场化改革的持续推进，工商业储能的经济性正在逐步显现，考虑到工商业用户逐步进入电力市场带来的高耗能用电成本的上升，以及第三产业、城乡居民用户的用电量占比不断提升，未来峰谷电价差有望进一步拉大或维持高位，这也预示着用户侧储能拥有着较大的发展潜力。此外，各地限电政策的出台，也将刺激工商业用户的电化学储能配置需求。整体来看，当前用户侧储能的整体运行情况最好，受到峰谷价差拉大及相关政策因素的影响，用户侧储能相对于电源侧、电网侧储能得到了越来越多的关注，拥有更大的发展潜力。

用户侧储能虽然拥有较为广阔的发展前景，但对于工商业配储、备用电源的发展在未来还面临着一些实际性的挑战。一是商业模式较为单一。对于用户侧储能尤其是工商业配储，峰谷套利是目前最主要的盈利方式，但是覆盖范围还主要局限在峰谷差价比较大的省份，部分地方政府虽然有补贴，但是补贴核算存在困难，且随着储能规模的扩大，补贴难以持续。二是市场化机制不健全。用户侧储能参与电力辅助服务准入要求、参与方式、补偿标准等相关机制尚不健全，参与积极性普遍不高。三是储能安全管理有待加强。对于工商业配储和备用电源，由于项目通常单体规模较小，安装环境复杂，加之相关标准尚不健全，给用户侧储能安全管理带来更高的挑战。