“十四五”可再生能源发展主要任务明确：大力推进分布式可再生电力在用户侧直接就近利用，结合储能、氢能等新技术，提升可再生能源在区域能源供应中的比重。
那么，影响用户侧储能发展的主要因素是什么？又如何发展呢？
1、峰谷价差是影响用户侧储能发展的主要因素。
2019年5月，为认真贯彻落实《政府工作报告》关于一般工商业平均电价再降低10%的要求，根据《国家发展改革委关于电网企业增值税税率调整相应降低一般工商业电价的通知》(发改价格〔2019〕559号)精神，各省逐步出台了降电价措施。
截至目前，全国已有26个省市区域发布了2019年首轮降电价通知，并公开了降价后电网销售电价表。其中以安徽降价幅度最大为6.74分/kWh，其次甘肃汶川地震重灾区降价幅度为5.68分/kWh，青海、海南、宁夏等省降价幅度也超过5.0分/kWh，储能热门区域江苏省此次降价3.01分/kWh。
在最新调整一般工商业销售电价的省市区域峰谷电价表中，峰谷价差也在缩小，峰谷价差超过0.70元/kWh的，调整前有16个省市，而调整后只有北京、江苏、广东、上海等4省市。
虽然峰谷价差是影响用户侧储能发展的主要因素，业内也普遍认为0.70元/kWh的峰谷价差是开展用户侧储能的一个门槛，能够实现盈亏平衡。由于电价的调整，峰谷价差缩小了，符合门槛的区域也减少了，储能市场竞争也越发激烈了。其实，这个门槛不是唯一条件，还需要综合考虑影响储能系统成本的其它因素，如储能电池成本、寿命等。
2、抓创新，降成本，是用户侧储能的发展趋势。
根据《中国电力行业2018年度发展报告》，国内平均市场化交易电价为0.326元/kWh，平均销售电价为0.65元/kWh，其中一般工商业销售电价为0.80元/kWh，一般工商业对应的平均电网输配电差价分别为0.474元/kWh。
目前国内外的光伏技术及产品已经发展的很成熟了，用户侧集中式光伏发电项目也正在开始推广平价上网，现在的光伏发电成本已经低于煤电0.326元/kWh（美国的光伏发电成本在0.2～0.3元/kwh之间），如果把电网平均销售电价0.65元/kWh作为光伏电站与储能系统的综合成本，那么用户侧配置的储能系统综合成本必须低于0.324元/kWh。
随着储能技术持续进步，成本不断降低，用户侧储能对峰谷电价差的要求也将有所降低。正如宁德时代的副董事长黄世霖所述，加强科技创新，提高产品质量，降低成本，将储能系统综合成本控制在0.25元/kWh以下，远低于电网的销售电价，用户更愿意接受，相信在不远的将来，针对用户侧的分布式光伏发电+储能模式将存在天量市场，也是用户侧储能的必然趋势。