合同能源管理模式让业主零成本分享收益，融资租赁把资金压力从投资方转移到金融机构，业主自投让大型工业企业独享全部收益——三种商业模式支撑起了2024年超2.67GW的新增装机。中国化学与物理电源行业协会这份白皮书，系统拆解了工商业储能从“尝鲜市场”到“大众市场”的商业模式演变逻辑。

白皮书对工商业储能的商业模式进行了系统梳理，指出目前主流的开发模式包括三种：合同能源管理、融资租赁和业主自投资。每种模式对应不同的业主需求、资金安排和风险承担结构。
合同能源管理（EMC）是目前国内工商业储能最常见的商业模式，也是“尝鲜市场”阶段的主流选择。能源服务方投资购买储能，以能源服务形式提供给用电企业，分享储能带来的收益。合作方式细分为三种：投资方租用电企业场地并向业主支付租金；投资方与业主按约定比例对项目收益进行分成；业主享受峰时放电电价打折。投资方通过储能收益（当前主要是峰谷套利和需求侧响应）在约5至6年回本后获得额外回报。对业主而言，只需提供场地、按服务效果付费即可，试错成本低。国内投资方以综合能源公司、能源集团、储能设备商为主。
融资租赁模式在EMC基础上引入融资租赁方作为储能资产的出租方，降低业主或能源服务方的资金压力。租赁期内储能资产所有权归融资租赁方，业主拥有使用权，到期后业主可获得储能所有权。融资租赁公司获得预期内的资金利息回报，业主或能源服务方降低了现金流压力。此模式相对复杂，涉及多方利益分配，但适合资金紧张且希望长期持有储能的业主。
业主自投资模式目前主要为大型工业企业采用，例如水泥、钢铁等用电量大且生产连续性强的企业。业主根据自身用电需求投资建设储能项目，自投自用、价值自享。白皮书以广东英德水泥厂为例：投产43.2MW/107.3MWh工商业储能系统后，每年可节约电费2130万元。此模式要求业主具备较强的资金实力和专业的能源管理能力。

白皮书详细列举了工商业储能的多种盈利方式，包括峰谷套利、需量优化、需求响应、新能源消纳、备用电源、微电网、虚拟电厂、配电增容、电力辅助服务和电力现货交易等十类。在分时电价机制完善的地区，峰谷套利是最主要和最稳定的收益来源。但在电力市场化改革背景下，单一峰谷套利模式的可持续性正受到挑战。
需量优化是企业降低基本电费的重要手段。对于采用两部制电价的工商业用户，储能系统可在负荷较低时充电、负荷较高时放电，既降低用户的基本电费，又平滑负荷曲线，还可实现动态扩容。白皮书提供了一个典型测算：某用户尖峰时段产生5MW负荷，安装2MW储能后，每月容量电费从20万元降至12万元，全年节约96万元。
需求响应是工商业储能获取额外收益的重要渠道。近30个省市已制定需求侧响应政策，工商业储能可通过独立、负荷聚合商、虚拟电厂等多种形式参与。广东省给予的鼓励价可达3.5元/kWh，按历史数据一年响应约60次，投资回收期可缩短一年。安徽省给予的约时削峰响应补偿8元/kW·次，实时削峰响应12元/kW·次。
白皮书特别强调了虚拟电厂在工商业储能收益体系中的战略价值。工商业储能因容量较小难以满足电力交易市场对一次性调用量的要求，可通过虚拟电厂以聚合方式参与。虚拟电厂本质是软件平台系统，将分布式电源、储能系统、可控负荷、电动汽车等聚合协调，作为一个特殊电厂参与电力市场和电网运行。工商业储能可作为虚拟电厂的一部分，接受平台控制调度，按照大电网需求进行充放电，在电力市场中获得收益。

白皮书提出了一个核心判断：工商业储能正处于由“尝鲜市场”向“大众市场”演变的关键跨越阶段。在“尝鲜市场”，EMC和融资租赁是主流，原因在于业主对储能技术、安全和收益的认知尚不充分，不愿承担投资风险。而在“大众市场”，储能的性能、安全和价值已经得到充分验证，业主自投资和纯租赁模式将占有更高比重。
三种模式将在未来呈现此消彼长的趋势。EMC模式当前占比最高，但随着业主对储能的认知提升和系统成本下降，业主自投资模式将逐步扩大份额。融资租赁模式在特定场景（如资金紧张但希望长期持有储能资产的企业）仍将占有一席之地。纯租赁模式适用于动态扩容和轻资产运营场景——用电企业向资产方租赁储能并支付租金，资产方提供维保服务，用电企业自享收益，这种模式尤其适合临时增加产线或初创阶段的轻资产企业。
白皮书建议，工商业储能投资方和业主应根据自身资金状况、用电特性、风险承受能力等因素综合选择商业模式。在市场化改革背景下，能够提供“储能+电力交易+辅助服务+碳资产管理”综合解决方案的服务商将获得更强的客户粘性和更高的项目回报。未来随着碳市场、绿证、绿电等机制完善，工商业储能的商业模式将更加丰富，价值捕获能力将持续提升。