针对用户侧储能的商业模式和经济性，国内外开展了一系列研究。文献针对用户侧储能的技术需求、接入配置、投资运营模式、获利途径、商业模式等进行了研究。目前，用户侧储能以锂电池储能为主，由于初始投资成本较高，回收期较长，国内外对共享模式也开展了较多研究。文献阐述了云储能的基本理念和研究框架、方向与关键技术;文献给出了云储能的定义并详细阐述了云储能基本商业模式;文献针对用户侧共享储能的经济调度、投资决策、优化配置进行了研究。
用户侧储能主要包括工商业用户侧储能和居民用户侧储能，国内用户侧储能以工商业用户为主，功率容量装机占比接近80%;国外以居民用户为主，以户储装机最大的德国为例，功率容量装机占比超过95%。当前，关于用户侧储能商业模式及经济性的研究主要在国内，国外的相关研究较少。德国是家庭户用储能的典型代表，在这个细分领域累计装机规模位居全球第一。另外，德国户用储能有权威的统计来源，德国联邦网络局于2019年建立了一个数据库，对于新建电池储能系统有强制注册要求，储能装机数据公布及时、透明。选取德国，对比分析其与国内用户侧储能发展推动力、模式及经济性的差异，能够给国内用户侧储能的发展提供经验与借鉴，对未来国内用户侧储能发展模式的衍变，以及参与电力市场具有一定的参考意义。
2中德用户侧储能发展现状
2.1中国用户侧储能发展现状
截至2022年底，国内已投运用户侧储能项目累计装机规模2276MW，过去5年年均复合增长率为58%，如图1所示。用户侧储能以工商业用户为主，江苏、浙江等省领衔中国用户侧储能市场。2012～2019年的8年间，国内用户侧新型储能市场累计功率装机市场份额基本都在50%以上，近3年随着国内大型储能电站的快速发展，用户侧储能装机占比逐年下降，2022年已下降到17%。
2.2德国用户侧储能发展现状
国外用户侧储能以户储为主，欧洲已经成为全球最大的户用储能市场。截至2022年底，德国安装的户用储能大约为65×104台，总容量为3098MW/5495MW·h，如图2所示。
德国户用储能几乎全部采用锂离子电池储能技术，占比超过98%。平均功率为5.3kW，10kW·h以上的储能设备所占总安装份额的比例越来越大，约为37%，而大部分储能设备的规模仍然介于5～10kW·h之间，约占56%。
3中德用户侧储能关键驱动因素
3.1中国用户侧储能发展驱动因素
中国新型储能的发展最早就是从用户侧开始。国内大部分地区的工商业用户均实施两部制电价，对于工商业用户，储能可降低用户的尖峰功率以及最大需量，可将用户高峰时段的用电量平移至低谷时段，起到降低基本电费和电量电费的作用。近两年，用户侧储能快速发展，主要得益于分时电价机制和补贴政策。
2021年8月，国家发改委发布《关于进一步完善分时电价机制的通知》，从总体要求、优化分时电价机制、强化分时电价机制执行、加强分时电价机制实施保障四个方面，提出进一步完善我国分时电价机制的总体思路和具体措施。根据中关村储能产业技术联盟的统计，2023年1～6月，全国共有19个地区最大峰谷价差超过0.7元/(kW·h)，广东价差最大，达到1.352元/(kW·h)。各地价差持续拉大，推动了用户侧储能安装量的上升。
补贴政策是激励用户侧储能大量安装的另一抓手。已发布的政策包括投资补贴、放电量补贴、容量补贴等多种形式，以广东、江苏、浙江等省的补贴政策数量最多。
3.2德国用户侧储能发展驱动因素
高企的居民零售电价、持续下降的户用光储成本、不断退坡的分布式光伏上网电价补贴和长期稳定的光储补贴政策，是德国户用光储市场快速增长的主要推动力。
在零售电价方面，根据德国能源和水工业协会(BDEW)的数据，过去十几年，居民电价呈上涨趋势，2022年超过40欧分/(kW·h)，如图3所示。
户用光储成本方面，根据SolarPowerEurope的数据，近年来德国光储系统度电成本(LCOE)不到零售电价的一半，如图4所示。
2000年，德国制定了第一部《可再生能源法》，确定了以固定上网电价(FeedinTariff，FiT)为主的可再生能源激励政策。随着技术进步和市场竞争的加剧，光伏电站投资成本不断降低，加之德国政府意在鼓励光伏自发自用，因此固定上网电价也逐年下调，目前10kWp及以下的户用光伏上网电价为8.6欧分/(kW·h)。
光储补贴政策方面，德国分别在2013年、2016年提出两轮德国复兴信贷发展银行(KfW)光储补贴计划，为配置户用储能的家庭提供低息贷款，并提供最高30%的直接安装补贴。德国各州政府出台多种优惠政策，如允许购置户用储能设备成本用于抵免个人所得税或直接获得补贴等。
尽管增加储能会降低户用光伏经济性，但近两年欧洲能源供给形势严峻，保障用电安全已经逐渐成为德国居民用电考虑的优先事项。
4用户侧储能经济性对比
4.1中国工商业储能经济性测算
用户侧储能项目建设成本高昂，投资回收期相对较长，收益较低，一般电力用户不会直接投资，而是采用委托专业化的第三方公司代理运营储能的方式，与其签订能源管理合同。
储能运营商作为储能投资方，占用用户的场地资源建设和运营储能系统，实现多重收益。国内工商业用户多采用两部制电价，即基本电价和电度电价，储能可以帮助用户减少基本电费和电量电费，其中减少电量电费为主要收益。除上述收益外，储能还可提高用户电能质量和供电可靠性等，因难以定量测算，因此在用户与储能运营商的能源管理合同中一般不体现这部分收益。另外，在技术和市场机制具备的情况下，储能还可以通过聚合方式参与需求侧响应和辅助服务市场。储能运营商和用户按照一定比例对收益进行分成。
4.1.1经济性测算
以浙江省某110kV大工业用户为例，假设建设10MW/20MW·h的储能系统，根据浙江大工业用户电价时段设定情况，采取每天“两充两放”策略。结合目前大多数项目的实际收益情况，只考虑电量电费节省一种收益，假设条件及计算结果见表1。
在上述假设下，浙江110kV大工业用户投资储能系统平均每年节省电费728万元，投资回收期为5.6年，内部收益率为11.8%。
4.1.2敏感性分析
分析储能项目单位容量投资对于经济性的影响，见图5。单位容量投资在1400～1800元/(kW·h)之间变动时，内部收益率在8.8%～15.5%之间变动。浙江不少地市出台了按初装容量或放电量补贴的政策，考虑补贴收入，用户侧储能项目经济性将进一步提升。
4.2德国户用储能经济性测算
德国户用储能装机量与户用光伏渗透率高度相关，德国家庭安装储能主要是提高光伏发电自用率和家庭用电自给率。售电电价越高，屋顶光伏上网电价越低，安装储能的预期收益就越好。
4.2.1经济性测算
以德国一个典型的四口之家为例，安装一个输出功率为4kW的屋顶光伏系统，全年发电量预计约4000kW·h，大致相当于该家庭的年平均用电量。尽管总发电量几乎与用电量完全对应，但是光伏发电自用率和家庭用电自给率仅约20%。假设配备4kW/6kW·h储能系统后，可将光伏发电自用率和家庭用电自给率分别提升到70%、60%。用电价格取2022年底德国家庭电价0.4007欧元/(kW·h)，光伏上网电价取0.086欧元/(kW·h)。假设条件及计算结果见表2。
在上述假设下，光伏系统的投资回收期为10.3年，25年使用周期的内部收益率为8.8%。光储系统的投资回收期为14.2年，25年使用周期(第11年更换一次电池)的内部收益率为6.5%。
4.2.2敏感性分析
分析储能电池单位容量投资对项目经济性的影响，见图6。电池单位容量投资在600～1000欧元/(kW·h)之间变动时，屋顶光伏配置储能的内部收益率在4.4%～9.2%之间变动。
4.3中国与德国用户侧储能经济性对比分析
在初始投资方面，中国电池储能初始投资成本远低于德国。2023年上半年，中国单位容量电池成本约在600元/(kW·h)左右，而德国超过600欧元/(kW·h)。
收益方面，中国工商业储能收益水平主要取决于峰谷价差，0.8元/(kW·h)的价差，“两充两放”情况下能获得10%以上的收益率;德国光储收益水平主要取决于居民用电电价，0.4欧元/(kW·h)的电价能获得6.5%左右的收益率。
同德国户用储能相比，国内工商业储能收益更好，但同时也存在着收益不确定性高、用户筛查成功率低、参与需求响应和辅助服务市场存在障碍、现有储能技术难以满足用户多样化需求等问题，具体如下：
①影响项目收益的不确定性因素较多。中国工商业用户采用目录分时电价机制，该机制对用户侧储能的发展起到了重要的推动作用，但仍属于政府定价范畴。随着工商业用户全部进入电力市场，政策形成的分时电价机制有望向市场化价格机制转变。现有的分时电价机制、工商业用户的用电规律存在较大的不确定性;多数工商业用户由发电企业或售电公司代理购电，未来售电合同约定的电费结算方式、偏差承担方式也存在不确定性。
②用户筛查成功率低，无法简单地进行大规模复制。从商业模式复制的难易程度上来看，德国户用储能更具竞争力。在新的屋顶光伏登记中，近75%的用户表示光伏与储能将会一起安装。而国内工商业储能渗透率较低，这与用户用电曲线、本地峰谷电价差、安装场地、用户安装意愿等多个因素相关。理想的用户侧储能业主应具备以下几个特点：稳定的、长期的电费支付能力，24h用电负荷波动大，用电量大而且当地平均峰谷价差超过0.7元/(kW·h)。根据企业实际项目开发经验，用户侧储能项目开发成功率低。
③用户侧储能参与需求响应和辅助服务存在障碍。当前实际投运用户侧储能项目难以获得需求响应和辅助服务方面的收益。一方面，由于用户侧储能参与电力市场的规则细则尚未制定或不明确，投资方并不太熟悉需求响应或辅助服务的规则和流程;另一方面，用户侧储能必须绑定用户共同参与，涉及到与业主收益分成的沟通。另外，参与需求响应和辅助服务对储能系统的数据采用、电量计量、EMS功能提出了更高的要求。
④锂离子电池储能难以满足众多用户侧应用场景对储能技术的多样化需求。中国用户侧储能以锂离子电池和铅酸电池为主，截至2022年底，锂电池功率占比79.5%，储能时长以2h为主;铅酸电池功率占比14.1%，储能时长以4～8h为主。德国以磷酸铁锂电池为主，截至2022年底，锂电池功率占比达98%以上，储能时长接近1.8h。但我国偏向于高安全、占地少、更长时长储能技术的应用场景也在陆续出现，例如，用户侧储能主要集中在江苏、浙江、广东等经济发达省份，土地资源稀缺，对占地面积更小的储能技术有一定需求;石油、化工、矿山等大工业用户出于安全考虑，更倾向于选择安全性更高的储能技术;从未来时长需求上看，迎峰度夏(冬)期间，工商业存在长时间停电风险，部分高附加值用户对电价敏感度低，4h以上的储能技术有应用空间。
5用户侧储能发展建议
①拓展用户侧储能收益来源。用户侧储能存在收益模式单一的问题，价差套利是目前用户侧储能主要的收益来源。受限于负荷数据采集精度和预测技术，大部分情况下难以获得减少用户最大需量收益。参与需求侧响应、辅助服务市场，仍面临缺乏市场主体身份、不具备计量控制条件等问题。建议大力培育负荷聚合商、虚拟电厂等新兴市场主体，推动用户侧储能获取更多市场化收益。
②挖掘不同用户对储能的需求，拓展用户侧储能应用新场景。用户侧储能应用场景众多，包括家用储能、工业园区、分布式新能源、微电网、大数据中心、5G基站、充电设施等，不同场景对储能需求存在较大差异，如降低用电成本、保障可靠供电、提高电能质量、提高绿电消费占比等。家储、工商业储能是目前的主要场景，其他场景还处于示范阶段，技术和商业模式尚未成熟，应加大新场景的应用挖掘。
③加大锂电池以外的新型储能技术路线的研发及应用力度。目前，用户侧储能以2～4h的锂电池储能为主，难以满足部分用户对高安全、长时储能的应用需求。联合产学研力量，开发高安全、低成本、长寿命的储能技术路线，重点推动钠离子电池、新型铅酸电池、液流电池等技术的示范应用，从而满足未来不同类型用户的差异化应用需求。
④推动用户侧分布式储能聚合技术研发及示范应用。用户侧储能点多面广，单个项目容量小，难以直接接受电网调度和独立参与电力市场。研究规模化分布式储能系统不同应用场景下参与电网调度的聚合方案，探索分布式储能与其他分布式资源高效协调运行的技术解决方案，可推动虚拟电厂、多能互补一体化、光储充一体化等新形态储能的商业化应用。
