工商业储能项目盈利、商业模式及市场趋势分析

对于光储一体化用户而言，能量时移也在储能系统的盈利体系中占据了重要地位。

1.盈利模式

峰谷套利是现阶段工商业储能最重要的盈利模式。我国针对工商业用电领域，实施了分时电 价制度，依据各时段电力供需状况差异化定价。对于工商业用户而言，安装储能系统可在电力需 求较低、电价优惠的低谷时段储蓄电能；而当电力需求激增、电价攀升的高峰时段，储能电池则 释放储存的电能供给生产或运营使用，有效减轻对电网高峰供电的压力，并在此过程中获得显著 的峰谷电价套利收益。

夏季电力需求旺盛，峰谷电价差持续扩大，17省区峰谷电价差超0.7元/kWh，工商业储能项目经济性凸显。2024年 7月，夏季来临，全国各地区峰谷电价差扩大，共有17个地区峰谷电价差超过0.7元/kWh，其中前三位分别为广东省（珠 三角五市）、海南省和江苏省，最大峰谷价差分别达到1.27元/kWh、1.22元/kWh和1.14元/kWh，峰谷套利经济性显著 提高。即使在电力需求相对平稳的春季，3月仍有16个地区峰谷电价差超0.7元/kWh，有效保障了工商业储能系统在全年 维度上峰谷套利的盈利稳定性。

对于光储一体化用户而言，能量时移也在储能系统的盈利体系中占据了重要地位。光伏发电的输出受到天气、光照强度等自 然条件的直接影响，具有显著的间歇性和波动性。储能系统的介入，可以使得光伏发电的输出更加稳定，同时降低用户对传统电 网的依赖和电费支出。近年来，在“双碳”目标推动下，全球光伏新增装机量逐年攀升。然而，伴随而来的是新能源电力消纳压力日 益凸显，成为制约行业高质量发展的关键瓶颈。例如：2023年10月31日，广东能源局发布接网消纳困难情况，省内11县已无分布 式接入空间，13县空间低于50MW；经山东省能源局评估，2024年有53个县（市、区）低压配网接网预警等级为“受限”。在此背 景下，探索并实施通过配置储能系统来有效解决光伏消纳问题，已成为当前分布式光伏领域实现可持续、高质量发展的重要策略 之一。

需量管理、需求响应、电力辅助服务、电力现货交易是工商业储能项目盈利的重要补充。通过需量管理，工商业储能项目能 够精准控制用户的电力需求，优化用电负荷曲线，有效降低最大需量电费，为项目带来直接的成本节约和收益提升。同时，需求 响应机制使储能系统能够灵活应对市场变化，在电力供应紧张或价格高企时迅速响应，通过调整用电行为来平衡供需关系，并获 取相应的经济补偿。此外，电力辅助服务为储能项目开辟了新的价值创造途径，通过提供调频、调峰等关键服务，为电网的稳定 运行贡献力量，并获取相应的服务费用。最后，电力现货交易市场的开放，让工商业储能项目能够参与市场化竞争，根据市场价 格的波动灵活买卖电力，实现盈利最大化。这些盈利模式的综合运用，不仅提升了储能项目的经济效益，还促进了电力市场的繁 荣与发展。

2.商业模式

2023年是工商业储能发展的元年。2023年以来，随着储能系统成本的逐步降低，工商业储能项目的经济性逐渐显现，推动了 阳光电源、比亚迪储能、鹏辉能源、派能科技等龙头企业加速在国内工商业储能赛道发力，工商业储能行业自此迎来快速发展 期。从商业模式上看，行业内探索发展出了四种模式，包括业主自投、纯租赁、合同能源管理、合同能源管理结合融资租赁。 行业早期阶段多采用合同能源模式，随着市场和储能技术发展，业主自投和纯租赁模式也将逐步成为主流选择，以满足不同 企业的市场需求。目前，工商业储能市场仍处于早期阶段。由于初期投资成本较高，过往借鉴案例少，对未来电价定价、盈利方 式、设备折旧等没有明确数据参考，并且部分储能项目投产后存在空置现象以及出现起火事故，因此现阶段业主对回本周期和安 全保障存在一定顾虑。在此背景下，多数业主更倾向于选择合同能源管理模式，其无需业主承担初期的高额投资成本，降低了财 务风险。同时，借助专业的服务提供商，储能项目能够获得更加专业且高效的运营维护服务。长远来看，待储能技术逐步走向成 熟，设备采购价格进一步下行之后，或将有部分业主转向项目自投或是纯租赁模式以期获得更高的项目收益

业主自投

业主自投模式下，业主负责独立采购并部署储能系统，从而享受储能收益，收益模式主要为峰谷套利。在此模式下，业主需要 承担较高的初期投资成本以及运营维护的责任，但可获得较高的项目收益，故更适合资金实力强或高能耗且能源转型意愿强的大型 工商业用户。

纯租赁

纯租赁模式下，业主无需自行购买储能设施，只需向储能资产方通过设备租赁方式满足其储能项目需求。在此模式下，业主 方仅需支付固定的租金给储能资产方，而储能设备所产生的全部收益则归业主方所有。在设备租赁期间，储能资产方需承担相应 的运维职责，确保设备的正常运行和及时维护，以保障业主方的用电安全和稳定。纯租赁模式具备灵活和低风险的特性，尤其适 用于希望短期内涉足储能领域或追求轻资产运营策略的工商业用户。

合同能源管理

合同能源管理模式是一种创新的合作模式，旨在通过能源服务方的专业投资和运营，为业主方提供低风险的储能解决方案。 在此模式下，能源服务方负责购买并持有储能设备，以能源服务的形式将这些设备提供给业主方使用。业主方仅需提供土地、变 压器等必要资源，无需承担储能设备的购置成本和运营风险。由于能源服务方均为运营经验丰富的能源公司和储能设备商，他们在系统运营 方面能够充分发挥专业优势，保障储能设备的高效稳定运行。 在当前工商业储能市场初期，下游业主对风险较为敏感，因此合同能源管理模式成为了最常见的投资运营模式。该模式通过 引入能源服务方作为投资方，降低了业主方的投资压力，并使其能够享受到储能技术带来的收益。

合同能源管理+融资租赁

“合同能源管理+融资租赁”模式即在合同能源管理模式下，另行引入融资租赁方作为储能设施的出租方，为储能项目的实施提 供了更为灵活且多样化的资金支持方式。与合同能源管理模式相比，引入融资租赁方可有效缓解能源服务方和业主方的资金压力， 同时保留了合同能源管理模式的专业运营优势。 “合同能源管理+融资租赁”模式相对复杂，存在多种子模式，例如，其中一种较为常见的子模式为：融资租赁方先于能源服务 方购入储能设施，并将储能设施出租于业主方。在租赁期间，储能设施的所有权归融资租赁方，业主方享有使用权，到期后业主方 可获得储能设施的所有权。能源服务方则主要为业主提供储能设施建设、运维等服务，且可从融资租赁方处以设备销售与运维的名 目获得相应的收入。

3.市场需求趋势预测

2024年上半年，中国新型储能装机量实现显著飞跃，且未来仍有较大增长空间。根据国家能源局数据，2024年H1中国新型储 能项目装机规模达到13.05GW/32.19GWh，已达到2023年全年装机规模的66%，预计全年新型储能装机容量将突破80GWh，同比 增长64%，继续占据全球市场约50%的市场份额。随着电力结构转型进入“深水区”以及储能技术的逐步成熟，未来新型储能需求仍 有较大的增长空间，预计2026年中国新型储能新增装机容量将达到180GWh。

从结构上看，电网侧储能表现尤为突出，2024年H1 占比超6成。2024年H1电网侧储能继续发挥其核心作用， 装机占比高达63.3%，主要以独立储能电站的形式存在， 展现了其在电网调节、平衡供需中的关键作用。发电侧储 能紧随其后，占比稳定在29.5%，其中以风电、光伏配套 储能为主，体现了储能技术对于促进可再生能源消纳、提 升电力系统灵活性的重要作用。用户侧储能占比7.2%，工 商业储能占据主导地位，而户用储能在国内的应用也呈现 出小幅增长的趋势，显示出市场需求的多样化和储能技术 的普及化。

工商业储能行业进入爆发期，装机规模大幅增长。工商业储能拥有靠近分布式光伏与负荷中心的地理优势，不仅能有效提升 清洁能源的消纳率，还能减少电能的传输损耗，助力“双碳”目标的实现。2022年以来，浙江、广东、江苏、重庆、安徽、天津等 多个地区陆续推出工商业储能直接补贴、辅助服务以及隔墙售电等政策，推动着工商业储能发展。同时，得益于峰谷价差持续拉 大和时段的优化，工商业储能的市场热度不断升高，新增装机规模大幅增长。根据ESSA数据，2023年工商业储能新增装机 4.77GWh，同比暴增513%。

工商业储能利用率稳步提高，经济性逐步显现，未来应用占比有望持续提升。根据《2023年度电化学储能电站行业统计数 据》，2023年新能源配储平均利用率指数17%，年运行小时数797h；独立储能平均利用率指数38%，年运行小时数953h；工商储 利用率指数65%，同比提高了20个百分点，年运行小时数5303h，显著优于其它应用场景。未来，随着电力辅助服务，电力现货交 易等新型盈利模式的市场机制逐步完善，工商业储能项目利用率和经济性仍将进一步提升，市场吸引力继续攀升，应用占比稳步 提高。