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前 言
工商業(yè)儲能作為用戶側能源靈活性管理的核心載體，其商業(yè)化價值已從單純的“成本節(jié)約工具”升級為“多元價值創(chuàng)造平臺”。隨著儲能技術成本持續(xù)下降以及電力市場、輔助服務市場機制逐步完善，工商業(yè)儲能的盈利邏輯與合作模式正經歷系統(tǒng)性重構。本文將從盈利模式的底層邏輯出發(fā)，結合不同場景，系統(tǒng)梳理適配產業(yè)特征的商務合作模式。
一、工商業(yè)儲能盈利模式
工商業(yè)儲能的盈利結構隨電力市場成熟度、用戶需求特征及技術能力呈現(xiàn)顯著差異。從當前行業(yè)實踐看，盈利模式可分為核心收益、衍生收益與增值收益三大層級，形成“基礎盤+增長極”的動態(tài)平衡結構。
（一）核心收益
核心收益是工商業(yè)儲能項目的“生存底線”，依賴于成熟的電價政策與穩(wěn)定的用戶負荷，具有風險低、可預測性強的特點，是項目投資決策的核心依據。
1. 峰谷套利
峰谷套利是工商業(yè)儲能最基礎的盈利路徑，其核心邏輯是利用電力系統(tǒng)中“時間維度的電價差”實現(xiàn)能量的低成本存儲與高價值釋放。在我國現(xiàn)行電價機制下，工商業(yè)用戶峰谷電價差普遍在0.6-1.2元/千瓦時，為套利提供了核心驅動力。
峰谷價差與當?shù)仉娏┬杞Y構高度相關：比如浙江、廣東等工業(yè)負荷集中地區(qū)峰谷價差可達1.2-1.5元/千瓦時，項目靜態(tài)回收期可壓縮至4年以內；而西北部分省份價差不足0.5元/千瓦時，需結合其他收益模式方可盈利。
因此需要通過策略優(yōu)化來提升收益，優(yōu)化策略包括“動態(tài)充放電策略”（通過AI算法預測次日電價曲線，調整充放電時段）與“多時段套利”（在早峰、午峰、晚峰分階段放電，提升單日利用次數(shù)至2-3次）。
2. 需量管理
我國工業(yè)電費采用“電度電費+基本電費”的兩部制計費模式，其中基本電費按“最大需量”或“變壓器容量”計費，占比可達電費總額的20%-30%。儲能系統(tǒng)通過在負荷峰值時段放電，可直接降低最大需量，實現(xiàn)基本電費的精準削減。
需量管理與峰谷套利可共享儲能容量，通過智能調度實現(xiàn)“峰段放電套利、尖峰時段削峰降需”，例如在夏季用電尖峰（14:00-16:00），優(yōu)先保障需量控制以避免高額罰款，非尖峰時段側重套利，提升設備綜合收益。
（二）衍生收益
隨著電力市場化改革的深化，工商業(yè)儲能已從“被動響應電價”轉向“主動參與市場”，通過提供靈活性資源獲取增量收益，這類收益彈性大、潛力高，但依賴于市場機制與參與能力。
1. 輔助服務市場
輔助服務市場是電力系統(tǒng)維持安全穩(wěn)定運行的“平衡器”，包括調頻、調峰、備用等品種。工商業(yè)儲能因響應速度快（毫秒級）、調節(jié)精度高，成為輔助服務的優(yōu)質提供者，尤其在調頻市場具有不可替代的優(yōu)勢。
調頻服務：通過快速充放電平抑電網頻率波動（我國標準為50±0.2Hz），收益與調節(jié)速率（響應時間）、調節(jié)精度（偏差率）直接掛鉤。2025年江蘇、廣東等試點區(qū)域調頻市場度電收益穩(wěn)定在1.5-2.5元/千瓦時，較峰谷套利收益提升50%-100%。聚合商整合10家企業(yè)的5MW儲能資源參與廣東調頻市場，年收益達1200萬元，度電收益約2.1元。
調峰與備用服務：在電網負荷高峰時段（如冬季供暖期）放電為調峰，在系統(tǒng)故障時快速響應為備用，收益以“容量補償+電量補償”為主。
參與門檻與路徑：單一用戶儲能容量通常不足5MW，難以滿足市場準入要求（多數(shù)地區(qū)要求≥10MW），需通過聚合商整合資源，由聚合商負責市場申報、調度優(yōu)化與收益分配，用戶按貢獻度獲取分成（通常占總收益的60%-70%）。
2. 需求響應
需求響應是電網公司或售電公司通過經濟激勵引導用戶調整用電行為的機制，儲能系統(tǒng)可替代用戶主動削減負荷，在不影響生產的前提下獲取響應收益，分為“邀約型”（提前通知）與“緊急型”（實時觸發(fā)）兩類。
收益構成：包括容量補償（按可響應容量支付年費，如300-600元/千瓦·年）與電量補償（按實際削減電量支付，緊急型可達3-5元/千瓦時）。2025年上海夏季緊急需求響應中，某商業(yè)園區(qū)儲能系統(tǒng)響應2小時，獲電量補償4.2元/千瓦時，疊加峰谷套利，綜合度電收益達5.8元。
（三）增值收益
1.電力現(xiàn)貨市場
隨著394號文要求2025年底20省實現(xiàn)現(xiàn)貨市場全覆蓋，儲能玩家們迎來了真正的金融級戰(zhàn)場。與固定時段充放電不同，現(xiàn)貨市場要求根據15分鐘級價格信號靈活調整策略，理論上收益空間比傳統(tǒng)峰谷套利高出30%。
但高收益伴隨高風險。某光儲項目就曾因未配置快速功率調節(jié)模塊，在負電價時段被迫停機造成損失。參與現(xiàn)貨市場需要三大核心能力：價格預測算法、毫秒級控制系統(tǒng)、風險對沖工具。目前僅有幾家頭部企業(yè)建立了專業(yè)交易團隊，中小企業(yè)建議通過虛擬電廠聚合參與。
2. 新能源消納與可再生能源利用
工商業(yè)用戶配置分布式光伏后，常因“發(fā)電-用電錯配”導致棄光（如正午光伏大發(fā)時負荷偏低），儲能系統(tǒng)可存儲光伏余電，提升綠電自用率，減少外購電成本。同時綠電消納可獲取可再生能源綠證（REC），進一步增厚收益。
二、工商業(yè)儲能商務合作模式
工商業(yè)儲能項目具有投資規(guī)模大、運營周期長（10-15年）、專業(yè)要求高的特點，單一主體難以承擔全鏈條責任，多元化合作模式通過資源整合與風險共擔，成為推動行業(yè)規(guī)?；l(fā)展的核心動力。
（一）合同能源管理（EMC）模式
EMC模式是工商業(yè)儲能最成熟的合作模式，由能源服務公司承擔項目全生命周期責任，用戶以“零初始投資”獲取收益，適用于資金實力弱、技術能力不足的中小企業(yè)。能源服務公司負責儲能系統(tǒng)的投資、設計、建設、運維及調度優(yōu)化，承擔設備貶值、政策變動等風險。
合作期內（通常5-10年），用戶按約定分享電費節(jié)省收益（投資方占60%-80%，用戶占20%-40%），或支付固定能源服務費（如0.3-0.5元/千瓦時）；合同到期后，系統(tǒng)無償移交用戶，用戶獨享后續(xù)收益。
用戶優(yōu)勢：零投資、低風險，專注生產即可獲收益；投資方優(yōu)勢：通過規(guī)?；_發(fā)降低單位成本（年投100個項目可降本15%），獲取長期穩(wěn)定現(xiàn)金流；但需精準預測電價政策與用戶負荷，若峰谷價差收窄，可能延長回收期，需在合同中設置“價差調整條款”（如價差低于0.5元/千瓦時時，分成比例向投資方傾斜）。
（二）融資租賃模式
針對資金緊張但用電需求穩(wěn)定的企業(yè)，融資租賃模式通過“融物代融資”降低初始投入，適用于重資產行業(yè)（如冶金、化工），2025年行業(yè)滲透率已提升至25%。
租賃公司按用戶需求采購儲能系統(tǒng)，出租給用戶使用，租期3-5年；用戶首付10%-20%，按月支付租金（含本金+利息），租賃期內系統(tǒng)所有權歸租賃公司；
（三）共享儲能合作模式
共享儲能通過多個用戶共享一套儲能系統(tǒng)，降低單用戶投資門檻，適用于負荷分散、用電特征互補的場景（如產業(yè)園區(qū)、商業(yè)集群），2025年在長三角、珠三角園區(qū)的普及率已達30%。
由園區(qū)管委會或第三方運營商投資建設共享儲能站，入駐企業(yè)按“用能比例+簽約容量”繳納容量費（如100-200元/千瓦·年），并按實際使用電量支付電費（含儲能度電成本+服務費）；運營商通過集中調度實現(xiàn)“錯峰充放電”，提升設備利用率至80%以上。
三、工商業(yè)儲能未來趨勢
工商業(yè)儲能的盈利與合作模式并非靜態(tài)選擇，需結合用戶類型、區(qū)域政策、市場環(huán)境動態(tài)調整，實現(xiàn)“收益最大化+風險最小化”。
在電力市場成熟地區(qū)（如廣東、江蘇），以“輔助服務+需求響應”為核心收益，合作模式側重聚合商主導的三方合作，通過市場化交易提升收益彈性；在峰谷價差顯著地區(qū)（如浙江），以峰谷套利為基礎，需量管理為補充，EMC模式為主流，聚焦成本節(jié)約；
隨著市場機制完善，輔助服務市場向用戶側全面開放，儲能參與現(xiàn)貨市場交易常態(tài)化，收益多元化程度加深。“儲能+虛擬電廠”“儲能+微電網”等融合模式興起，儲能成為能源互聯(lián)網的核心節(jié)點，創(chuàng)造跨行業(yè)價值。
