“十四五”可再生能源發展主要任務明確：大力推進分佈式可再生電力在用戶側直接就近利用，結合儲能、氫能等新技術，提升可再生能源在區域能源供應中的比重。
那麼，影響用戶側儲能發展的主要因素是什麼？又如何發展呢？
1、峰谷價差是影響用戶側儲能發展的主要因素。
2019年5月，為認真貫徹落實《政府工作報告》關於一般工商業平均電價再降低10%的要求，根據《國家發展改革委關於電網企業增值稅稅率調整相應降低一般工商業電價的通知》(發改價格〔2019〕559號)精神，各省逐步出臺了降電價措施。
截至目前，全國已有26個省市區域發佈了2019年首輪降電價通知，並公開了降價後電網銷售電價表。其中以安徽降價幅度最大為6.74分/kWh，其次甘肅汶川地震重災區降價幅度為5.68分/kWh，青海、海南、寧夏等省降價幅度也超過5.0分/kWh，儲能熱門區域江蘇省此次降價3.01分/kWh。
在最新調整一般工商業銷售電價的省市區域峰谷電價表中，峰谷價差也在縮小，峰谷價差超過0.70元/kWh的，調整前有16個省市，而調整後只有北京、江蘇、廣東、上海等4省市。
雖然峰谷價差是影響用戶側儲能發展的主要因素，業內也普遍認為0.70元/kWh的峰谷價差是開展用戶側儲能的一個門檻，能夠實現盈虧平衡。由於電價的調整，峰谷價差縮小了，符合門檻的區域也減少了，儲能市場競爭也越發激烈了。其實，這個門檻不是唯一條件，還需要綜合考慮影響儲能系統成本的其它因素，如儲能電池成本、壽命等。
2、抓創新，降成本，是用戶側儲能的發展趨勢。
根據《中國電力行業2018年度發展報告》，國內平均市場化交易電價為0.326元/kWh，平均銷售電價為0.65元/kWh，其中一般工商業銷售電價為0.80元/kWh，一般工商業對應的平均電網輸配電差價分別為0.474元/kWh。
目前國內外的光伏技術及產品已經發展的很成熟了，用戶側集中式光伏發電項目也正在開始推廣平價上網，現在的光伏發電成本已經低於煤電0.326元/kWh（美國的光伏發電成本在0.2～0.3元/kwh之間），如果把電網平均銷售電價0.65元/kWh作為光伏電站與儲能系統的綜合成本，那麼用戶側配置的儲能系統綜合成本必須低於0.324元/kWh。
隨著儲能技術持續進步，成本不斷降低，用戶側儲能對峰谷電價差的要求也將有所降低。正如寧德時代的副董事長黃世霖所述，加強科技創新，提高產品質量，降低成本，將儲能系統綜合成本控制在0.25元/kWh以下，遠低於電網的銷售電價，用戶更願意接受，相信在不遠的將來，針對用戶側的分佈式光伏發電+儲能模式將存在天量市場，也是用戶側儲能的必然趨勢。
