政策频繁波动下，工商业储能的盈利逻辑与合作模式有哪些变化？

前  言

工商业储能作为用户侧能源灵活性管理的核心载体，其商业化价值已从单纯的“成本节约工具”升级为“多元价值创造平台”。随着储能技术成本持续下降以及电力市场、辅助服务市场机制逐步完善，工商业储能的盈利逻辑与合作模式正经历系统性重构。本文将从盈利模式的底层逻辑出发，结合不同场景，系统梳理适配产业特征的商务合作模式。

一、工商业储能盈利模式

工商业储能的盈利结构随电力市场成熟度、用户需求特征及技术能力呈现显著差异。从当前行业实践看，盈利模式可分为核心收益、衍生收益与增值收益三大层级，形成“基础盘+增长极”的动态平衡结构。

（一）核心收益

核心收益是工商业储能项目的“生存底线”，依赖于成熟的电价政策与稳定的用户负荷，具有风险低、可预测性强的特点，是项目投资决策的核心依据。

1. 峰谷套利

峰谷套利是工商业储能最基础的盈利路径，其核心逻辑是利用电力系统中“时间维度的电价差”实现能量的低成本存储与高价值释放。在我国现行电价机制下，工商业用户峰谷电价差普遍在0.6-1.2元/千瓦时，为套利提供了核心驱动力。

峰谷价差与当地电力供需结构高度相关：比如浙江、广东等工业负荷集中地区峰谷价差可达1.2-1.5元/千瓦时，项目静态回收期可压缩至4年以内；而西北部分省份价差不足0.5元/千瓦时，需结合其他收益模式方可盈利。

因此需要通过策略优化来提升收益，优化策略包括“动态充放电策略”（通过AI算法预测次日电价曲线，调整充放电时段）与“多时段套利”（在早峰、午峰、晚峰分阶段放电，提升单日利用次数至2-3次）。

2. 需量管理

我国工业电费采用“电度电费+基本电费”的两部制计费模式，其中基本电费按“最大需量”或“变压器容量”计费，占比可达电费总额的20%-30%。储能系统通过在负荷峰值时段放电，可直接降低最大需量，实现基本电费的精准削减。

需量管理与峰谷套利可共享储能容量，通过智能调度实现“峰段放电套利、尖峰时段削峰降需”，例如在夏季用电尖峰（14:00-16:00），优先保障需量控制以避免高额罚款，非尖峰时段侧重套利，提升设备综合收益。

（二）衍生收益

随着电力市场化改革的深化，工商业储能已从“被动响应电价”转向“主动参与市场”，通过提供灵活性资源获取增量收益，这类收益弹性大、潜力高，但依赖于市场机制与参与能力。

1. 辅助服务市场

辅助服务市场是电力系统维持安全稳定运行的“平衡器”，包括调频、调峰、备用等品种。工商业储能因响应速度快（毫秒级）、调节精度高，成为辅助服务的优质提供者，尤其在调频市场具有不可替代的优势。

调频服务：通过快速充放电平抑电网频率波动（我国标准为50±0.2Hz），收益与调节速率（响应时间）、调节精度（偏差率）直接挂钩。2025年江苏、广东等试点区域调频市场度电收益稳定在1.5-2.5元/千瓦时，较峰谷套利收益提升50%-100%。聚合商整合10家企业的5MW储能资源参与广东调频市场，年收益达1200万元，度电收益约2.1元。

调峰与备用服务：在电网负荷高峰时段（如冬季供暖期）放电为调峰，在系统故障时快速响应为备用，收益以“容量补偿+电量补偿”为主。

参与门槛与路径：单一用户储能容量通常不足5MW，难以满足市场准入要求（多数地区要求≥10MW），需通过聚合商整合资源，由聚合商负责市场申报、调度优化与收益分配，用户按贡献度获取分成（通常占总收益的60%-70%）。

2. 需求响应

需求响应是电网公司或售电公司通过经济激励引导用户调整用电行为的机制，储能系统可替代用户主动削减负荷，在不影响生产的前提下获取响应收益，分为“邀约型”（提前通知）与“紧急型”（实时触发）两类。

收益构成：包括容量补偿（按可响应容量支付年费，如300-600元/千瓦·年）与电量补偿（按实际削减电量支付，紧急型可达3-5元/千瓦时）。2025年上海夏季紧急需求响应中，某商业园区储能系统响应2小时，获电量补偿4.2元/千瓦时，叠加峰谷套利，综合度电收益达5.8元。

（三）增值收益

1.电力现货市场

随着394号文要求2025年底20省实现现货市场全覆盖，储能玩家们迎来了真正的金融级战场。与固定时段充放电不同，现货市场要求根据15分钟级价格信号灵活调整策略，理论上收益空间比传统峰谷套利高出30%。

但高收益伴随高风险。某光储项目就曾因未配置快速功率调节模块，在负电价时段被迫停机造成损失。参与现货市场需要三大核心能力：价格预测算法、毫秒级控制系统、风险对冲工具。目前仅有几家头部企业建立了专业交易团队，中小企业建议通过虚拟电厂聚合参与。

2. 新能源消纳与可再生能源利用

工商业用户配置分布式光伏后，常因“发电-用电错配”导致弃光（如正午光伏大发时负荷偏低），储能系统可存储光伏余电，提升绿电自用率，减少外购电成本。同时绿电消纳可获取可再生能源绿证（REC），进一步增厚收益。

二、工商业储能商务合作模式

工商业储能项目具有投资规模大、运营周期长（10-15年）、专业要求高的特点，单一主体难以承担全链条责任，多元化合作模式通过资源整合与风险共担，成为推动行业规模化发展的核心动力。

（一）合同能源管理（EMC）模式

EMC模式是工商业储能最成熟的合作模式，由能源服务公司承担项目全生命周期责任，用户以“零初始投资”获取收益，适用于资金实力弱、技术能力不足的中小企业。能源服务公司负责储能系统的投资、设计、建设、运维及调度优化，承担设备贬值、政策变动等风险。

合作期内（通常5-10年），用户按约定分享电费节省收益（投资方占60%-80%，用户占20%-40%），或支付固定能源服务费（如0.3-0.5元/千瓦时）；合同到期后，系统无偿移交用户，用户独享后续收益。

用户优势：零投资、低风险，专注生产即可获收益；投资方优势：通过规模化开发降低单位成本（年投100个项目可降本15%），获取长期稳定现金流；但需精准预测电价政策与用户负荷，若峰谷价差收窄，可能延长回收期，需在合同中设置“价差调整条款”（如价差低于0.5元/千瓦时时，分成比例向投资方倾斜）。

（二）融资租赁模式

针对资金紧张但用电需求稳定的企业，融资租赁模式通过“融物代融资”降低初始投入，适用于重资产行业（如冶金、化工），2025年行业渗透率已提升至25%。

租赁公司按用户需求采购储能系统，出租给用户使用，租期3-5年；用户首付10%-20%，按月支付租金（含本金+利息），租赁期内系统所有权归租赁公司；

（三）共享储能合作模式

共享储能通过多个用户共享一套储能系统，降低单用户投资门槛，适用于负荷分散、用电特征互补的场景（如产业园区、商业集群），2025年在长三角、珠三角园区的普及率已达30%。

由园区管委会或第三方运营商投资建设共享储能站，入驻企业按“用能比例+签约容量”缴纳容量费（如100-200元/千瓦·年），并按实际使用电量支付电费（含储能度电成本+服务费）；运营商通过集中调度实现“错峰充放电”，提升设备利用率至80%以上。

三、工商业储能未来趋势

工商业储能的盈利与合作模式并非静态选择，需结合用户类型、区域政策、市场环境动态调整，实现“收益最大化+风险最小化”。

在电力市场成熟地区（如广东、江苏），以“辅助服务+需求响应”为核心收益，合作模式侧重聚合商主导的三方合作，通过市场化交易提升收益弹性；在峰谷价差显著地区（如浙江），以峰谷套利为基础，需量管理为补充，EMC模式为主流，聚焦成本节约；

随着市场机制完善，辅助服务市场向用户侧全面开放，储能参与现货市场交易常态化，收益多元化程度加深。“储能+虚拟电厂”“储能+微电网”等融合模式兴起，储能成为能源互联网的核心节点，创造跨行业价值。