相比于光伏、风电、电动汽车等产业在发展初期，政策的百般呵护，储能的发展称得上是一波三折。以光伏行业为例，国家通过金太阳示范工程、度电补贴等方式，极大的促进了光伏行业的发展，随着其商业化进程的推进、技术的提升和成本的下降，进入平价上网时代，国家逐步取消补贴，让其自由的参与市场竞争。

储能的发展依赖于电动汽车产业发展带来的电池规模化成本降低，使得锂电池为主的电化学储能具备了发展的条件。前几年，尽管储能普遍被认为是未来电力系统中不可或缺的关键元素，但由于储能系统度电成本仍较高，同时缺乏相关政策对储能的补贴，一直处于一片看好，但雷声大、雨点小的尴尬。近几年，随着火电侧AGC商业模式的成熟、电网公司自投储能和新能源侧“强配”，促进了电源侧和电网侧储能的爆发，但由于储能度电成本仍较高，用户侧储能一直处于不温不火的状态。

用户侧储能建设模式简单、应用范围广泛、市场化程度高，在合适的盈利模式下，是最具“星星之火、可以燎原”的应用场景。

用户侧储能盈利模式主要有峰谷差套利、需求侧响应、辅助服务、降低变压器容量费、节省变压器增容费用等模式，由于需求侧响应调用次数有限，辅助服务电力市场尚未健全，用户侧储能仍主要依赖峰谷电价差的套利。随着双碳目标的推进，江苏苏州、浙江温州、广东肇庆等多个地区出台政策对用户侧储能进行补贴，初始投资和运营期间发电量补贴是主要的实现方式。9月，义乌市发布《关于推动源网荷储协调发展和加快区域光伏产业发展的实施细则（征求意见稿）》，对接受电网统调的储能系统按照峰段实际放电量给予储能运营主体0.25元/千瓦时补贴，补贴两年。

10月，广东肇庆发布《肇庆高新区节约用电支持制造业发展的若干措施》，对区内企业建设储能，建成使用后给予150元/千瓦补贴，每个区内企业最高补贴100万元。

11月，苏州吴江区发布《关于苏州市吴江区分布式光伏规模化开发实施方案的通知》，对2021年7月至2023年底期间并网储能项目，按照实际放电量给予运营主体补贴0.9元/千瓦时，补贴2年放电量。

此外，国家发展改革委印发的《关于进一步完善分时电价机制的通知》，拉大了峰谷电价差并建立尖峰电价，同时，由于“限电”产生的催化作用，国家发改委印发《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场改革的通知》，通过市场交易在“基准价+上下浮动”范围内形成上网电价，并扩大市场交易电价上下浮动范围，同时工商业用户全部进入电力市场，按照市场价格购电，取消工商业目录销售电价。

以江苏为例，燃煤发电市场上下浮动幅度扩大为20%，且高耗能企业不受20%限制。工商业电价由市场来主导，根据近期发布的12月份电网公司代理购电工商业用户电价，大工业用电度电峰谷电价差达到了0.855元，相对储能0.6-0.7元左右的度电成本，已具有较好的盈利空间。

随着新能源为主体的新型电力系统的建设，特别是随着整县光伏计划的推进，分布式光伏在配电网中的渗透率逐步提高，随着电价波动范围的加大以及需求侧响应、辅助服务等电力市场的健全，用户侧储能也会实现真正的“燎原”。

原标题：用户侧储能风已起、待云涌