在美国、澳大利亚、德国等可再生能源占比较大的地区，家庭储能、工商业储能已经小有规模，但在中国，由于电力并没有完全市场化，用户侧储能项目的商业模式没有太多选择，主要依靠峰谷电价差来收回投资。我们对单一用户侧储能项目投资回报进行了以下测算：
假设项目采用三元锂电池。
在装机规模设计上需综合考虑客户的负荷转移效率、大型项目的设备复用价值、采购成本等因素，例如一些项目开发商会舍弃负载有中央空调压缩机的变压器，因其在北方地区11月至来年4月90%以上处于停机状态，参考目前大多数投运工商业储能项目的规模，我们假定项目装机规模为2.5MWh。
目前锂电储能设备的投资成本区间在2~2.5元/Wh，由于目前的政策导向是引导电力用户削减高峰时段用电需求，包括江苏省发布了《客户侧储能系统并网管理规定》来规范管理储能系统，以及近期公布的《南方区域电化学储能电站并网运行管理及辅助服务管理实施细则(试行)》对参与调峰的储能系统进行价值补偿，因此，我们假设项目的综合投资成本要考虑到并网成本, 同时综合考虑施工过程中的线路改造、土建费等成本之后，每MWh储能项目的总投资成本大致为300万元/兆瓦时。
则得到项目总投资成本为2.5*300=750万元。
目前单一用户侧储能项目，即依靠峰谷电价差收回投资的项目，影响收益回报的关键在于峰谷电价、每天的充放电量。以广州为例，目前广州的一般工商业电价情况如下图：
假设项目涉及到资金成本，需要每天充放电两次，则每天放出电量为2.5MWh*2*0.9(DOD)=4500度电，假设充放电损耗为15%，则需要在谷时和平时共充电4500度电/0.85=5294度电，得到谷时和平时充电量分别为5294度电/2=2647度电。
按照10kv的一般工商业峰谷电价，得到每日的电费收益为1.3529*4500-0.8321*2647-0.4315*2647=2743.3008元。
我们假定该储能系统一年稳定运行300天，则一年的电费收益为2743.3008*300=822990.24元，约为82万元。
则投资回报周期为750/82=约9年。而这其中还没有考虑锂电池的衰减因素，在两充两放的利用情况下，每年的锂电池衰减3%，可能需要超出10年累计回报才能覆盖掉初始投资，这样的回收周期对于用户来说投资动力不足，对于开发商而言压力大、风险高。
这也是导致目前单一的用户侧储能项目，需要借助其它激励政策、项目捆绑才能推进的原因。例如目前基本电费政策的变化使得用户原本按照变压器基本容量的缴费方式更改为按照用户申报需量的最大需量缴费，通过储能系统调控需量，可以得到相当一笔基本电费收益。然而据相关人士透露，目前小规模储能对需量减少的贡献有限，例如在5小时高峰用电时段，2.5MWh的项目只能提供500kW的容量支撑。
综合来看，目前用户侧储能项目投资回报周期较长，有补贴激励政策的地区较少，且短期内难以看到政策加码的迹象，诸如光储充项目捆绑打包对于业主来说有一定的探索意义，但由于总投资增加，而且缩短投资收益回报时间建立在对光伏、充电桩、储能等设备的深度利用上，具备这样条件的项目不多，因此短期内市场容量十分有限。
用户侧储能市场的爆发，记者认为，还需要具备以下几个条件：1、受益于新能源汽车市场需求的拉动，储能成本继续降低;2、国内电力市场尤其是现货市场等电力交易市场的逐步完善;3、可再生能源在用户侧的规模化应用;4、电池技术提升，使得循环次数和能量密度有明显增加，比如循环次数提升到8000次、比能量提高到260wh/kg及以上。
