用户侧储能，顾名思义，就是将储能装置安装在用户侧，将电能从电网中存储起来，以备不时之需。用户侧储能装置主要包括电池、超级电容器、储热设备等。
其工作原理是将电能转化为化学能或其他形式的能量，然后在需要的时候再将其转化为电能供给用户使用。
传统的电网供电方式存在着能源供应不稳定的问题，特别是在高峰时段和紧急情况下更为明显。用户侧储能的应用可以有效解决这一问题，将多余的电能存储起来，然后在供电紧张的时候释放出来，用户的用电需求。
用户侧储能装置可以根据用户的需求和电能的价格波动，选择合适的时间段进行储能和释能操作，从而实现能源的高效利用。
此外，用户侧储能还可以与分布式能源发电系统相结合，实现能源的自给自足，进一步提高能源利用效率。
可再生能源如风能、太阳能等具有不稳定性和间歇性的特点，无法满足用户的持续供电需求。
用户侧储能可以将多余的可再生能源转化为电能存储起来，然后在能源供应不足的时候释放出来，用户的用电需求。
这不仅可以提高可再生能源的利用率，还可以促进其发展和普及。
当前，用户侧储能项目的盈利方式主要依赖于峰谷电价差套利，辅以需求侧响应、虚拟电厂、降低需量电费、应急备用、配电增容等直接或间接收益，未来还有可能通过参与现货电能量市场交易等获利。
峰谷电价差套利是指储能系统在电价低谷时段充电，在电价高峰时段放电。放电期间原本所需的较高用电费用与较低充电成本之间的差价，即是价差套利部分，亦即节省的用电费用。
需求侧响应受制于各地需求响应开展频次有限、开展的不可预测性，以及需求侧响应与峰谷套利有可能不可兼得等因素，投资运营商在开展投资测算时，一般都不会将其作为稳定的收入来源纳入到可预期的收入中。目前，在需求侧响应交易方面，广东在2021年5月即开始运行；虚拟电厂平台建设方面，则是深圳走在全国前列，设有全国首家虚拟电厂管理中心。
另外，在某些应用场景下，储能系统可帮助用户实现需量电费降低；还可作为企业的应急电源，实现配电增容等间接收益。
当前，用户侧储能项目一般采用用户自建或合同能源管理的方式来开展。合同能源管理的模式是指由专业的投资运营商投资建设及运营储能设施，相应的收益按照一定比例与企业分享，具体的分享模式有峰谷电价差分享和放电折扣等，参与需求侧响应获得的收益亦做相应的分享。
用户侧储能的发展面临的风险，首先在于，其运营受限于用户场景，包括用户的实际生产行为、电力负荷曲线等。用户侧储能与分布式光伏应用模式、建设模式相近，均通过“寄生”在工商业企业“身上”，来实现用电成本的降低。不过，用户侧储能的投资对企业的运营状况、基础电费缴纳模式、用电负荷曲线、场地条件等要求更高。
第二个制约因素是分时电价政策。当前，用户侧储能的盈利模式单一，其盈利状况高度依赖于峰谷电价差套利。一旦分时电价政策调整，特别是峰谷电价差缩小，将严重影响项目的收益。当前，广东省电力市场正处于签署2024年购售电合同的关键时期，据了解，2024年的电能量价格相较于2023年的价格有所下调，带来的峰谷电价差亦有可能缩小，这是一个值得警惕的信号。
第三个制约因素是储能系统的安全性。不同于前两个制约因素仅仅是从投资方的角度出发，安全性问题对于投资方和业主方双方而言都是要着重考虑的因素。近年来，国内外的储能安全事故仍历历在目，虽然目前的储能设备安全防控措施已经有不少提升，但仍需将安全责任作为头等大事来加以重点考虑。
第四个制约因素，是由储能系统安全性问题延伸出的土地问题。考虑到安全距离因素，1兆瓦时的储能项目占地约20~30平方米，广东特别是珠三角地区属于“寸土寸金”的地方，企业对土地利用率要求较高，一般都很难有大量空地用来安装储能装置，这也是目前一些项目推进不下去的原因之一。
机遇方面来看，2023年9月21日，广东电力交易中心印发《广东省独立储能参与电能量市场交易细则》（广东交易〔2023〕177 号），指出广东的独立储能电站将作为市场主体，参与电能量市场交易。用户侧储能参与电力市场交易是未来的发展模式之一。随着广东的独立储能入市，用户侧储能也有望逐步参与现货电能量市场中。一旦用户侧储能可以参与现货电能量市场交易，在电力现货市场实时价格的引导下，储能在电价低时充电，电价高时放电（供电网），亦即可不再依赖于用户场景，不再受制于用户的实际用电行为，完全有可能实现一天超过两充两放，在这种情况下，储能的系统利用率将大幅提升，投资运营商将可以很快回收项目投资成本，实现更高的收益。
展望未来，随着电池等主要设备成本的下降和性能的提升，以及电力市场化交易的不断完善和推进，电力市场中的现货价格波动将为用户侧储能收益带来无限的想象空间。
