国内利好政策频出，用户侧储能受到大力支持。 自 2011 年《国家能源科技“十二五”规划》出台，其中明确提出要建成面向用户的智能电网服务，并开展集中/分散式储能等关键技术的研究和应用，此后不断有政策出台，对于推动用户侧储能发展具有重要的意义。整体上，用户侧储能属于储能的一个细分领域，尚未有专门的单独对该行业进行指导的政策性文件; 但是在一些重要的发展规划或指导意见中都对其表达了的支持。相关政策主要分为两类，一是在电改工程里，坚定推广完善峰谷电价、季节电价等价格机制;二是放开用户侧市场，鼓励用户自主参与储能调峰。
峰谷价差有望进一步扩大，有助于提升用户侧储能的投资效益。 随着我国经济结构调整，第二产业用电量占比不断下降，第三产业则不断上升。由于工业企业相当比例具有连续生产特点，因此季节及日内用电量波动相对较小;而第三产业中与居民生活、商业相关用电不断上升，会加大峰谷电差。 实行峰谷分时电价，发挥价格杠杆作用符合商品价值规律，也可有效优化负荷分配。 我国现阶段的峰谷价之比仍然偏低，为 3~4 倍。 随着电力市场进一步放开，峰谷价差有望继续拉大，届时投资回收期将会进一步缩短，峰谷套利投资的效益也会进一步提升。 比如 2017 年 9 月，国家发改委印发了《关于北方地区清洁供暖价格政策的意见》，指出适当扩大销售侧峰谷电价差， 在销售侧平均水平不变的情况下，进一步扩大采暖季谷段用电电价下浮比例等。
2.2 可再生能源并网：风、光消纳需要储能保驾护航
2.2.1 风、光+储能模式有望得到推广
风、光发电总量及占比不断提高。 截止 2017 年底我国可再生能源发电装机总量达到 6.5 亿千瓦，其中，水电装机 3.41 亿千瓦，风电装机 1.64 亿千瓦，光伏发电装机 1.3 亿千瓦，可再生能源发电装机约占全部电力装机的36.6%。同时，可再生能源发电量在总发电量占比逐年提高， 2017 年可再生能源发电量达 1.7 万亿千瓦时，占全部发电量的 26.4%。从可再生能源发电结构上看，水电已经进入低速增长期，风、光电仍维持高增速。
弃风、弃光问题掣肘可再生能源的进一步发展。 由于可再生能源电力的发电量受季节和天气条件的影响而波动性较大，且与稳定的用电需求不完全匹配，容易导致电网频率波动较大，为满足用户侧负荷的需求，且减少电网频率波动，经常会产生弃风、弃光现象，导致新能源利用率偏低。 2017 年全国弃风、弃光电量分别达到419、 73 亿千瓦时，弃风率 12%、弃光率 6%。 2017 年政府工作报告中首次提出要有效缓解弃风、弃光状况; 11月发改委、国家能源局发布《解决弃水弃风弃光问题实施方案》，要求到 2020 年在全国范围内有效解决弃风弃光问题。
储能系统有助于解决可再生能源的消纳问题。 储能系统的引入可以为风、光电站接入电网提供一定的缓冲，起到平滑风光出力和能量调度的作用;并可以在相当程度上改善新能源发电功能率不稳定，从而改善电能质量、提升新能源发电的可预测性，提高利用率。 2017 年 10 月 11 日，国家发改委、财政部、科技部、工信部、能源局联合下发了储能领域首个行业政策《关于促进我国储能技术与产业发展的指导意见》，明确提出要推进储能提升可再生能源利用水平，鼓励可再生能源场站合理配置储能系统，推动储能系统与可再生能源协调运行，研究建立可再生能源场站侧储能补偿机制，支持多种储能促进可再生能源消纳。
目前国内已经有大量风、光储电站示范项目投入使用。 以张家口风光储示范工程为例，通过风、光、储的6 种组合发电方式与平滑处理、跟踪计划、系统调频、削峰填谷 4 种功能的结合，取得了明显效果，为大规模储能系统在新能源并网领域的深入推广提供了良好借鉴。截止 2017 年底国内集中式光伏电站装机量约 101GW，风电装机量约 164GW，假设配套 10%储能装置，将带来 26.5GW 储能装机量需求量;并且随着新能源装机量的不断提升，市场空间将持续增大。
2.2.2 分布式光伏有望成新增长点
分布式光伏发电迎来发展新契机。 分布式光伏发电具有靠近用户侧、建设规模灵活、安装简单、适用范围广的特点，是光伏发电重要的应用形式，此前分布式光伏发电由于投资成本高、风险大、商业模式不成熟、金融机构参与意愿低等原因，发展相对缓慢。自 2016 年起，随着燃煤发电上网价格下调、光伏发电标杆电价下调，政策逐步向分布式光伏发电倾斜，分布式光伏电站迎来春天。 2016、 2017 年分布式光伏发电连续两年呈现爆发式增长，其中 2017 年全年新增装机 1944 万千瓦，同比增加 358%。
目前分布式光伏电价分为“自发自用、余电上网”和“全额上网”两种模式，两者结算电价分别为：
自发自用部分电价=用户电价+国家补贴+地方补贴;
余电上网部分电价=当地脱硫煤上网电价+国家补贴+地方补贴;
全额上网电价=光伏标杆电价(分一、二、三类资源区)。
在“自发自用、余电上网”模式下，由于用户电价高于当地脱硫煤上网电价(以北京为例，脱硫煤上网电价约 0.35 元/度，用户电价约 0.77 元/度)，可以看出用户自发自用部分占比越大，收益就越高。此外，目前国家对余电上网补贴额度基本与全额上网电价相当， 因此从经济效益角度，采用“自发自用、余电上网”模式并尽可能提高自发自用电量对用户更有吸引力。
引入储能系统有利于提升光伏自用率， 增大用户收益。 根据最新光伏补贴政策， 2018 年以后投运的采用“自发自用、余量上网”模式的分布式光伏发电项目，全电量度电补贴为每千瓦时 0.37 元(含税)，较前一年度下降 0.05 元。为实现光伏平价上网，国家补贴额度逐步退出将是必然趋势，未来用户收益将越来越依赖自用电价收益。由于光伏发电高峰期与用户用电高峰期存在时间上的错位，目前用户自用率都相对较低，部分不足 30%。若引入储能系统后，白天光伏发电高峰期储能，夜晚用电高峰期用电，可以提升光伏自用率，进而提升用户收益。随着储能成本的下降，预计未来储能在分布式光伏领域渗透率将稳步提升。
