3、盈利模式：峰谷套利为主，多种模式加持

1）经济性是工商业企业参与储能项目的主要驱动因素。不同于大储需求由政策端驱动，以调 峰调频为主要目的，工商业储能主要用来满足企业自身的电力需求，在峰谷电价机制下进 行套利，或者实现光伏的最大化自发自用。经济性是工商业储能发展的主要驱动因素，具 体而言，目前工商业储能主要有峰谷套利、需量管理、需求响应、政策补贴四种获利模式。 借助分时电价机制获取充放收益，是工商业储能获利的最主要途径。峰谷电价也称“分时 电价”，是在用电高峰和低谷时段收取不同电价的一种制度，即用电单位较集中、供电紧张 时，按较高电价收取电费；用电单位较少、供电较充足时，按较低电价收取电费。而峰谷 套利指用户在用电低谷时用便宜的谷电价对储能电池进行充电，在用电高峰时由储能电池 向外放电，收取较高的峰电价格，从而从电价差中获取收益。随着分时电价机制在我国多 地开始实行，部分地区峰谷价差快速拉大，工商储项目已经具有很好的经济性。根据 GGII， 在广东、浙江等区域自用项目中，采用峰谷套利盈利方式的占比达到 90%以上。
2）此外，在有序限电压力下，工商业储能可以承担起备用电源的重要角色。自 2022 年以来， 多个省份相继发布了限电文件，实施通过间歇或按时供电以临时减少客户用电负荷的有序 限电措施，给部分地区的工商业企业带来了用电压力。而在对电力供应连续性要求较高的 应用情景下，当电网停电时，已配置的工商业储能系统可以作为备用电源替代传统的 UPS 电源应对突发停电事故，为不断电负载提供坚实的后备电源保障。
投资营运模式：当前以合同能源管理为主
3）工商储的主要参与者涉及三方：业主方（用电企业）、投资运营方和金融机构。业主方在此 过程中会提供场地及变压器资源等；投资方是最核心的参与者，一般会兼任运维职责；金 融机构会在某些项目中介入来为项目提供现金流。由此，在实际投资运营过程中，根据承 担角色的不同衍生出 4 种投资运营模式，分别为业主自投资、纯租赁、合同能源管理、融 资租赁+合同能源管理。 业主自投资模式对业主的要求较高。业主自投资模式指由业主（用电企业）购买并运维储 能。在这种模式下，用电企业需要承担较大的现金流风险及缺乏专业团队运维带来的风险， 但同时能够获得更多的收益，且部分业主还能获得政府下发的能源转型补贴。因此业主自 投资模式更适合资金实力强，或者能耗高、能源转型意愿强的大型工商业用户。 纯租赁模式满足业主轻资产运营需求。纯租赁模式是用电企业向储能资产方进行设备租赁。 用电企业向资产方支付固定的租金，储能产生的收益全部由用电企业获得。储能资产方在 租赁过程中也会提供对设备的维保服务。储能资产始终由资产方持有，但工商业企业也能 通过协议向资产方买断设备所有权。这种模式适用于用电企业想要短期参与，或者对轻资 产运行需求较高的企业。但这种模式对储能设备的抗衰减性能、便捷移动性能都有比较高 的要求。

4、合同能源管理是目前市场最常见的模式。合同能源管理模式下，由能源服务方购买并持有 储能，以能源服务的方式将储能提供给用电企业，用电企业只需提供土地，而储能带来的 收益由能源服务方和业主按照 90%:10%或者 85%:15%等比例分享。对业主来说，这种营 运模式投资风险较低，同时能源服务方往往是运营经验丰富的能源公司、储能设备商等， 在系统运营方面也更能发挥专业优势。由于目前工商业储能处在市场初期，下游业主对风 险较为敏感，因此低风险的合同能源管理为最常见的投资营运模式。 融资租赁+合同能源管理结合了两种模式的优势。相较于合同能源管理模式，融资租赁+合 同能源管理引入了融资租赁方，向能源服务方和用电企业提供储能资产出租，从而降低了 能源服务方和业主的现金流压力。同时，能够发挥能源服务方在系统运营方面的专业优势。 此模式涉及参与方较多，存在多种子模式，未来随着资产方对储能盈利的信心提升，这种 模式有望得到进一步推广。
1）子模式 1：融资租赁方直接向能源服务方进行投资，而非业主。融资租赁方根据其与能源服 务方的约定从设备方处选择、购买储能设施，并将储能设施出租于能源服务方。能源服务 方可以利用该等储能设施为业主提供能源服务，与业主按照约定的比例分享储能收益，能 源服务方进而以部分收益向融资租赁方进行还款。租赁期限届满后，能源服务方获得该储 能设施的所有权。

2）子模式 2：能源服务方向融资租赁方销售储能设施，并出租于业主。租赁 期间，储能设施的所有权归融资租赁方，业主享有使用权，到期后业主可获得储能设施的 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，且可以从融资租赁方 处以设备销售与运维的名目获得相应的对价。

4、峰谷套利叠加补贴收益，降本助力经济性凸显：2023 年以来，随着国内工商储政策不断催化，各地分时电价政策落地、峰谷价差拉大，储 能投资成本下降，工商业储能的经济性逐步显现，行业开始快速发展，2023 年成为工商业 储能的发展元年。

5、峰谷价差拉大，成本下降带来高套利空间

1）国家发改委推动合理拉大峰谷电价差，引导电力用户削峰填谷。2021 年 7 月，国家发改委 印发《关于进一步完善分时电价机制的通知》，部署各地进一步完善分时电价机制，合理拉 大峰谷电价价差，为引导电力用户削峰填谷、促进储能加快发展释放了清晰强烈的价格信 号：（1）优化峰谷电价机制：积极优化峰谷电价机制，科学划分峰谷时段，合理确定峰谷 电价价差，系统峰谷差率超过 40%的地方，峰谷电价价差原则上不低于 4:1；其他地方原 则上不低于 3:1。（2）建立尖峰电价机制：在峰谷电价的基础上推行尖峰电价机制，主要基 于系统最高负荷情况合理确定尖峰时段，尖峰电价在峰段电价基础上上浮比例原则上不低 于 20%。可参照尖峰电价机制建立深谷电价机制。随后，各省市分时电价政策步入快速完 善期，出台相关政策调整峰谷时段划分和电价浮动比例。
2）峰谷电价差呈现扩大趋势，套利空间持续凸显。根据储能研究院的数据统计，2023 年 12 月全国近八成的地区峰谷价差环比增长，约五成的地区峰谷价差同比增长。截至 2023 年 12 月，峰谷电价差≥4:1 的省份达 17 个（山东、贵州、福建、云南为 2024 年 1 月 1 日执行的分时电价新政策数据）；2023 年 12 月平均峰谷价差达0.7 元/kWh 的地区达 25 个，其 中，深圳、江苏、湖南、湖北平均峰谷价差均在 1 元/kWh 以上。

6、峰谷时段持续优化，多省份满足两充两放。根据各地区的分时电价策略，我们梳理出其对 应的峰谷套利策略，超 20 个省份已满足两充两放的充放电策略，浙江、山西、新疆由于午 时为低谷电价，可实现 2 次“谷充峰放”策略，其余多数省份可采用“谷充峰放+平充峰放” 策略。江苏、黑龙江、福建、翼北可实现三充三放（2.5 次满充放）。多省份已经具备较为 优越的投资经济性。