已發布的相關政策可以歸納為以下幾個方面：
一是峰谷電價差逐步擴大。參照2023年5月各地電網代理購電價格，**峰谷電價差超過0.7元/kWh的省份有17個（目前電化學儲能度電成本約為0.6~0.7元/kWh，當峰谷電價差超過度電成本時工商業儲能投資才可實現盈利），部分省份設置了兩個高峰時段，越來越多省份的工商業儲能具備了實現盈利的條件。
二是各地陸續出臺工商業配儲補貼支持政策。當前，包括江蘇、浙江、山西、四川在內的超10個省份發布了針對工商業用戶側儲能的補貼政策。補貼方式與電網側獨立儲能場景類似，主要包括放電補貼、容量補貼、投資補貼。從補貼的支持力度上看，浙江、廣東等制造業發達省份出臺了較多的補貼政策，其中浙江和重慶的補貼額度較高，浙江發布的《關于進一步推進制造業高質量發展的若干政策》提出：對于實際投運儲能項目，按照實際放電量給予儲能運營主體0.8元/kWh的補貼。
三是鼓勵工商業配儲參與需求響應。儲能電站具有響應速度快、短時功率吞吐能力強等優勢，有助于提高電網的電能質量和系統穩定性。已有廣東、重慶、云南等10余省份明確或鼓勵包括工商業配儲在內的用戶側儲能作為響應主體參與需求響應，主要響應方式為削峰填谷，按照響應主體容量或有效響應電量進行補償，不同省份補貼標準差異較大。
四是鼓勵用戶側儲能參與電力輔助服務。2022年12月，國家發展和改革委員會發布的《關于進一步做好電網企業代理購電工作的通知》提出，鼓勵支持10kV及以上的工商業用戶直接參與電力市場。目前，包括華北電網、安徽、福建等在內的10余個地區或省份，在其輔助服務相關政策中明確或鼓勵用戶側儲能可以參與調峰交易，調峰服務價格在0.1~1元/kWh之間。
（三）工商業配儲重點省份分析——以浙江為例
從政策的發布頻率和裝機規模上看，以江蘇、浙江為代表的我國制造業較為發達的沿海省份，其工商業用戶側儲能的發展較為領先。分析其發展的內在原因，以浙江為例，作為工商業尤其是制造業大省，浙江近年來對于夏季電力供應，尤其是用電高峰時段的電力供應較為緊張。而電力用戶的錯峰有序用電，可以幫助維持電力穩定供應，保障企業的正常生產，因此浙江通過設定較高的峰谷電價差，來進一步引導企業改變用電習慣。2023年5月，浙江**峰谷電價差達到了0.937元，而這也使得浙江的工商業用戶側儲能可以通過峰谷套利實現更好的盈利。
基于當前用戶側儲能以峰谷電價差套利為主要收益模式的現狀，較好的負荷資源及較大的峰谷電價差，已經成為了用戶側儲能投資建設的重要考量因素。對于浙江、江蘇、廣東等制造業較為發達的沿海省份，其豐富的制造業負荷資源以及有競爭力的峰谷電價差，吸引了大量的資本投資，助推了工商業用戶側儲能的落地發展。
二、備用電源
（一）備用電源規模
截至2022年年底，備用電源電站在建4座、裝機0.01GW/0.03GWh，累計投運41座、裝機0.18GW/0.87GWh，累計投運總能量同比增長7.59%。江蘇、廣東的備用電源裝機占備用電源總能量的97.61%。2022年，備用電源平均運行系數0.19（相當于平均每天運行4.45h、年平均運行1626h）、平均利用系數0.1（相當于平均每天利用2.32h、年平均利用848h），備用電源電站運行情況與電化學儲能平均水平基本一致（2022年電化學儲能電站平均運行系數為0.17、平均利用系數為0.09）。
（二）備用電源發展情況分析
在“十四五”建設初期，我國局部地區發生了數次缺電事件。2021年，由于煤炭價格上漲和能耗雙控等原因，超過20個省份實施了有序用電措施，以確保電力供應的穩定性。2022年，受到極端高溫天氣和水電出力驟減等因素的影響，再加上經濟復蘇和工商業電力消費持續增長的因素，仍然有超過20個省份發布了有序用電通知，這導致部分工商業用戶出現了用電短缺的問題。
隨著停電限電情況的時有發生，由于儲能系統具備快速響應能力，可以在電網故障或突發事件發生時迅速切換為備用電源，提供緊急供電保障，越來越多的工商業用戶意識到儲能系統在維持正常用電需求、減少停電風險以及提高供電可靠性方面的重要性。用戶可以通過儲能系統的應用，在電力緊缺或停電情況下保持正常運營，用戶側儲能系統作備用電源的部署需求逐漸顯現。
三、用戶側儲能發展趨勢分析
隨著我國電力市場化改革的持續推進，工商業儲能的經濟性正在逐步顯現，考慮到工商業用戶逐步進入電力市場帶來的高耗能用電成本的上升，以及第三產業、城鄉居民用戶的用電量占比不斷提升，未來峰谷電價差有望進一步拉大或維持高位，這也預示著用戶側儲能擁有著較大的發展潛力。此外，各地限電政策的出臺，也將刺激工商業用戶的電化學儲能配置需求。整體來看，當前用戶側儲能的整體運行情況**，受到峰谷價差拉大及相關政策因素的影響，用戶側儲能相對于電源側、電網側儲能得到了越來越多的關注，擁有更大的發展潛力。
用戶側儲能雖然擁有較為廣闊的發展前景，但對于工商業配儲、備用電源的發展在未來還面臨著一些實際性的挑戰。一是商業模式較為單一。對于用戶側儲能尤其是工商業配儲，峰谷套利是目前*主要的盈利方式，但是覆蓋范圍還主要局限在峰谷差價比較大的省份，部分地方政府雖然有補貼，但是補貼核算存在困難，且隨著儲能規模的擴大，補貼難以持續。二是市場化機制不健全。用戶側儲能參與電力輔助服務準入要求、參與方式、補償標準等相關機制尚不健全，參與積極性普遍不高。三是儲能安全管理有待加強。對于工商業配儲和備用電源，由于項目通常單體規模較小，安裝環境復雜，加之相關標準尚不健全，給用戶側儲能安全管理帶來更高的挑戰。
四、相關建議
一是進一步完善用戶側儲能峰谷電價機制。建議統籌考慮當地電力系統峰谷電價差率、新能源裝機占比、系統調節能力等因素，合理確定峰谷電價差。結合當年電力供需情況、天氣變化等因素靈活調整，同時根據實際情況在峰谷電價的基礎上推行尖峰電價機制，以進一步提高用戶側工商業配儲的盈利空間。
二是深化用戶側電力輔助服務市場機制。進一步明確用戶側儲能場景可以參與的各類電力輔助服務品種、補償類型。針對用戶側儲能為電力系統運行整體服務提供的電力輔助服務，探索將補償費用由發電企業、市場化電力用戶等所有并網主體共同分攤，逐步將非市場化電力用戶納入補償費用分攤范圍。
三是完善用戶側電力需求響應機制。研究推動將包括工商業配儲、備用電源等在內的可調節資源納入電力電量平衡，發揮用戶側儲能削峰填谷、促進電力供需平衡和適應新能源電力運行的作用。
四是健全用戶側儲能全流程安全管理機制。無論是工商業配儲還是備用電源，其建設地點通?？拷ど虡I，站點旁的人員及公眾財產相對密集，因此對于用戶側儲能的安全管理應當尤為重視。對于用戶側儲能的安全，應進行全流程的管理，加快完善用戶側儲能安全管理制度規范，不斷加強儲能安全技術攻關，完善基于用戶側儲能項目技術升級和安全性的檢測認證和監督體系，建設并運營好國家電化學儲能電站安全監測信息平臺，防止用戶側儲能存在“一建了之”行為造成的安全隱患。
