消納難是我國新能源發展面臨的重要問題。將儲能設施部署在用戶側，可解決電力生產地與消費地不匹配和電網通道不暢問題，改變電力“產、運、消”瞬時同步完成的特性，實現消納清潔能源與滿足電力需求的雙重目的，破解消納瓶頸，提升我國清潔能源消費比重。
1促進新能源消納、推動能源革命，發展用戶側電儲能勢在必行
以電池為主的電化學儲能（簡稱“電儲能”）日漸成熟。截至2016年底，全球儲能項目累計裝機規模1.69億千瓦，占全球電力總裝機的2.7%。其中，抽水蓄能裝機占比達95%以上，規模最大，但增速緩慢。熔融鹽儲熱成本高、推廣難。電儲能靈活機動、智能高效，可部署于發電、電網和用戶側，是各國發展重點。用戶側電儲能對我國消納清潔能源意義重大。
一是化解新能源發展瓶頸、助力能源革命的重要途徑。
我國是全球可再生能源生產第一大國，但棄風、棄光問題一直未能有效解決。2016年，全國棄風、棄光、棄水電量近1100億千瓦時，超過三峽電站全年發電量，浪費極大。2017年政府工作報告指出，要抓緊解決機制和技術問題，有效緩解棄水、棄風、棄光狀況。用戶側電儲能是消納新能源的有效途徑。
例如，風力發電夜間強、白天弱，與用電峰谷相反，且有間歇性。用戶側電儲能可配合風力發電規律，在夜間利用空閑電網通道將“富風”地區的清潔電力遠距離輸送至用戶所在地并儲存，即發即儲。在白天用電高峰時段供當地用戶使用。相較而言，在發電側部署儲能設施仍需在白天與其他電源爭奪上網容量，難以為用戶所用。在電網端部署儲能設施，僅解決了電力跨區域平穩輸送問題。
用戶側儲能對于提高電力系統運行效率和消納新能源的作用最為高效和直接。若按2016年“三棄”電量1100億千瓦時計算，可節約4400萬噸標煤，減少碳排放2992萬噸，清潔效益顯著。
二是建設能源互聯網、構建綠色低碳智慧能源體系的關鍵環節。
建設能源互聯網是要打造“源—網—荷—儲”協調發展、集成互補的能源網絡。用戶側電儲能是建設能源互聯網的核心基礎設施，可發揮電力“倉儲”功能，改變電力產品的瞬時特性，為電力消納贏得時間和空間。可支撐分布式風電、光伏等清潔能源及智能微網運行，更好實現開放共享、多能互補。
三是激發電力市場活力、降低用電成本的有力手段。
此輪電改的核心目的之一是促進售電市場發展，用戶側電儲能可放大市場交易規模。用戶側電儲能具有“購電”和“售電”雙重身份，使電力市場結構由“發、輸、配、售”變為“發、輸、配、儲、售”，直接擴大市場規模。
依托電能“倉儲”的能力，用戶側電儲能可與分布式電源、智能微網等形成自循環，帶動形成更多新型電力消費和交易模式，降低電價水平。
北京市第三產業高峰時段用電量約184億千瓦時，若通過用戶側電儲能供電，每度電可使用戶節約0.1元，每年可節約18.4億元。
四是保障城市電力安全、滿足城市電力需求的必然選擇。
城市消費了我國約70%以上的能源，近年來城市電力需求快速增長，且峰谷波動越來越大，給電力供應和電網安全帶來極大考驗。印度大停電、臺灣大停電都造成巨大的經濟損失甚至人員傷亡，教訓深刻。用戶側電儲能可削峰填谷，配合電網調峰、調頻，提升電網“柔性”和調節能力，提高電網運行安全和供電可靠性水平。
此外，還可在供電故障或遇自然災害致電網癱瘓的情況下用作備用電源，并通過與新能源分布式等微電網相連，充當黑啟動電源，重新“點亮”城市。我國是一個自然災害頻發的國家，臺風、地震、水澇、冰凍等每年都有發生，特別是在構建能源互聯網的背景下，網絡型停電波及廣、傳導快的風險將增加，需加快建立可孤網運行的備用電源系統。
在城市重要行政機關和通信設施等樓宇區域部署電儲能，保障在事故發生后城市通訊和救災政令的暢通。城市樓宇地下人防區域部署電儲能設施，既可滿足平時商業用電高峰需求，避免拉閘限電帶來損失，還可用于戰時應急電源。
2用戶側電儲能發展面臨市場主體身份缺失難題
截至2016年底，我國發電裝機總規模為16.5億千瓦，儲能項目裝機僅2430萬千瓦，占總量的1.47%，遠低于全球平均水平。用戶側電儲能仍處于商業化應用初期，發展受限，瓶頸在于市場交易主體身份缺失。
一是此輪電改重點關注公共電網領域，用戶自有配電網領域仍屬政策空白。
電改9號文及其配套文件對三類售電公司參與電力市場化交易已做出明確規定，但用戶側電儲能的市場主體身份并無相關政策。用戶側電儲能需共用用戶的變電設施和自有配電網儲放電力，但目前對儲能設施儲電向電網繳納過網費、放電向用戶收取電費等均缺乏明文規定。
在實際交易中，電網企業只依據現有政策，向變電設施所屬的用戶開具發票，導致儲能企業不能以正當的市場主體地位開展電力交易。
二是現行支持用戶側電儲能發展的政策缺乏實施細則。
我國儲能技術發展相關政策鼓勵用戶側電儲能設施參與電力直接交易，并向電力用戶售電，但無落地細則。儲能企業購買可再生能源電力，需在發、輸、用、儲等四方間達成協議。但現有政策下，電網企業只承認其與用戶之間簽訂的供電合同，導致儲能企業無法正常買賣可再生能源電力。
3發展用戶側電儲能的建議
用戶側電儲能不依靠財政補貼，主要利用峰谷電價差實現盈利和持續運營，只需必要的市場和價格機制，大力推廣和應用，便可為新能源消納打開巨大空間，建議：
賦予儲能運營企業市場主體地位。
盡快出臺支持用戶側電儲能發展的實施細則，賦予儲能企業合法參與可再生能源電力交易的市場主體地位。明確儲能企業可直接與發電方和用戶簽訂購售電合同，電網企業提供電力輸送服務，并向儲能企業開具發票。
同時，將用戶自有配電網納入電改范疇，對儲能設施繳納過網費、向用戶供電和電費結算等做出具體規定。
完善峰谷電價政策。
目前，我國峰谷電價差較小。如浙江、福建等省價差在0.6元以內（鋰電池儲能需價差在1元以上），部署用戶側電儲能不具有經濟性。用戶側電儲能主要服務于用電峰谷特征突出的商業用戶，而部分地區只對工業用電執行峰谷電價。
因此，需完善政策，適當擴大峰谷價差。同時，明確用戶側電儲能參與分布式供電、電網調頻、調峰等輔助服務的定價機制，提高社會資本參與積極性。
實施“萬個儲能電站”工程，夯實基礎設施。
當前，全球儲能行業處于技術突破和大規模商業化應用的前夜，我國與國外處于同一起跑線，要加快應用推廣的步伐，把握主動權。
建議實施“萬個儲能電站”工程。在全國主要發達城市建設10000座10兆瓦時級鋰電池儲能電站，每天“谷充-峰放”和“平充-峰放”運行兩次，年可消納和供應清潔電力730億千瓦時，相當于2016年全年“三棄”電量的66.4%。北京市確定了“十三五”期間外調“綠電”100億千瓦時的目標，可作為先行試點。