看了一些工商業儲能的盈利模式分析，認為至少有7種盈利空間，看上去似乎很美好，但是有兩方面的問題：

問題一、每種盈利模式都存在不確定性

需要綜合考慮現場各方面情況，并不存在一種類似于分布式光伏的確定性的盈利模式，來計算長期收益率(比如屋頂租賃、或者自發自用EMC等)：

一、峰谷套利

在谷段電價充電，在峰段甚至尖端放電，賺取峰谷價差。

這是工商業儲能的最基礎盈利模型，存在兩點不確定性：

1、峰谷電價的不確定性

(1)短期電價不確定性可能與氣溫相關：比如廣東省峰谷電價，在7、8、9三個月之外，如廣州最高日氣溫達到35度及以上，每天11-12時、15-17時，尖峰電價在峰段電價基礎上上浮25%。

(2)長期不確定是未來電力市場化以后，批發側的現貨價格與零售端合約電價之間的傳遞關系，甚至每個售電公司與每個電力用戶，每年簽訂的售電合同約定的電價和電價時段、偏差承擔方式都會不一樣。

(3)中長期來看，峰谷時段和峰谷電價的政策性變化也存在較大的不確定性：比如某些地方晚間23點出現用電高峰，原因是電動車集中充電，未來這個時段存在電價上漲壓力。

2、充放電需求的不確定性

工商業用戶的用電規律存在較大的不確定性，比如某儲能項目，在規劃時按照一天兩充兩放設計，但是該企業可能未來幾個月中，因為趕制某批次急單，晚班滿負荷生產，導致儲能無法滿充，直接影響當年收益率。

用戶負荷的不確定性，無論是負荷的增加、負荷的減少、用戶負荷曲線的峰谷時段變化，都與儲能的收益率密切相關，這都無法通過鎖定合約時段和價格去規避風險。

所以這也需要儲能系統獲取負荷側數據，并進行EMS的動態優化。

二、新能源消納

通過光儲一體化，增加新能源消納率，但也大大增加了儲能和光伏項目的變數。

1、儲能充電價格如何計算

比如分布式光伏的售電價格，如果按照之前的目錄電價打折計價，那么儲能在光伏發電時段的充電價格如何計算?

有可能在這個時段的市場電價是谷段價格(考慮網側負荷的“澡盆曲線”，以及由此帶來的現貨零電價、負電價時段)，那么儲能用光伏電并不經濟，這又涉及到儲能、光儲、售電三者合約的價格關系問題。

2、儲能的EMS是否具備動態優化能力

光伏每日的發電曲線并不固定，則儲能的充放電控制無法做到固定策略，必須根據光伏預測曲線實時調整，儲能EMS如果沒做到光-儲-荷一體化，是無法進行動態優化的。

據我所知，目前大部分的儲能EMS，還只是EMS系統里最基礎的監控功能，較為高級的分析、預測、優化算法并不成熟。

三、配電增容

用戶原申請的配電容量無法滿足生產需求時，儲能可以在短期內避免變壓器和線路的超容運行，減少擴容需求。

但是這又涉及到儲能的運行監測問題，目前儲能EMS大多數并不接入用戶變壓器和進出線的的運行數據，甚至大量企業自己都未對配電系統運行數據進行采集和管理。

同時，儲能EMS也需要調整現有固定的控制策略，實現變壓器、線路在過載運行時段的動態放電控制。

四、容量管理

對于已經按照最大需量進行計費的電力用戶來說，儲能可以實現最大需量(按15分鐘計量的月度最大負荷)的削峰，與配電增容類似。

同樣存在監測數據接入，和運行控制策略的動態化、個性化調整問題。

五、需求響應

各地都出臺了需求響應的補貼政策，儲能可以作為需求響應的工具，在需求響應時段實現削峰填谷，并獲取補貼，以提高收益率。

目前以項目為單位投資的儲能設備，如何參與需求響應，存在兩方面問題：

1、如何測算和參與

投資方并不太熟悉需求響應的規則和流程，還是按照分布式光伏的“自發自用”模式在設計項目合同，這部分收益如何測算?

2、儲能EMS的交互能力不足

對儲能系統的EMS提出了更高的要求，不僅要實現本地的控制策略，還要疊加一層外部交互的策略，并且這兩層策略之間還需要耦合優化，所以需要實現虛擬電廠EMS、用戶微電網EMS、儲能EMS的雙層耦合，儲能EMS自己無法解決外部性控制的需求。

六、電力輔助服務

分布式儲能如何參與電力輔助服務，涉及到兩類產品的設計：

1、儲能作為調峰資源如何參與

分布式儲能如果作為一種調峰資源，是不是在未來的輔助服務市場里出清，涉及到輔助服務市場的產品設計，以及與現貨市場、需求響應政策的銜接，還是未知數。

2、儲能作為調頻資源如何參與

分布式如果作為配電網的調頻資源參與輔助服務，目前的省級集中的輔助服務如何納入配電網與分布式這一側的交易，也是一個全新的課題，雖然在國外有類似案例，但是國內目前輔助服務市場設計還是以大電源、集中式儲能項目參與為主。

至少在測算收益率時，這部分只能作為美好的想象，很難成為清晰的盈利模式。

七、電力現貨交易

工商業儲能如何參與電力現貨，與售電公司之間的關系是什么?目前也沒有清晰的答案。

雖然目前部分民營售電公司，為了應對未來現貨交易的風險，確實有意愿投資一部分儲能項目，并且建設虛擬電廠平臺納入負荷可調節資源，但是這部分投資如何形成收益模型，也取決于各地電力市場現貨品種的交易放開，目前也未可知。

問題二、盈利模式如何變成商業模式

所以總結一下，工商業儲能的盈利性分分兩部分：

1、內部性收益

盈利模式1~4是與外部關聯性不大，更多的是從用戶身上獲得收益。

2、外部性收益

盈利模式5~7是從外部獲得的收益。

無論是最基礎的峰谷套利，還是最遙遠的輔助服務收益，其技術復雜性和交易復雜性，都比分布式光伏高一個數量級。

不是簡單的“自發自用、余量上網”可以涵蓋的商業模式。

所以如何把盈利模式，變成可行的、落實到合同上的、可驗證的商業模式，是工商業儲能目前亟待解決的問題。

而這個問題的解決，也直接關系到工商業儲能的技術路線，尤其是在自動化、信息化方面的技術路線和技術方案設計。

從儲能產品的角度，是無法單獨解決這些問題的，需要上升到“光-儲-充-荷”一體化的用戶微電網系統的整體運行、運營管理角度去看待。

無論是與負荷關聯的充放電策略，還是變壓器容量監測與過負荷放電策略，乃至虛擬電廠的需求響應，

工商業儲能都是“電力系統性” 強于 “產品的功能性”的存在。

甚至可以這樣說，如果不懂電力系統的運行規律，工商業儲能項目是無法落地的。

要管好儲能，形成可行的商業模式，必須是用戶微電網系統的整體管理。

所以，工商業儲能的可行商業模式探索，一定蘊藏在用戶電力系統(微電網系統)的整體運行管理中。

比如變壓器超負荷運行，那么首先要思考的不是上一個儲能，而是分析最大負荷出現的時間，最大負荷的組成情況，以及這些負荷側設備是否存在錯峰運行的機會，實在解決不了再考慮儲能投資。

都是一個整體系統管理的思維策略。

站在儲能看收益，和站在微電網系統看收益，是完全不同的。

問題的答案：一種新的商業模式

因此，對電力用戶來說，更重要的是在新能源普及、電力市場化交易的環境下，如何選擇一個更好的電力運營服務方，對自身的電力、能源系統進行整體性優化，并支付服務費用，而不是簡單的找一個儲能投資方。

個人認為，能夠管理好用戶微電網系統，并且與外部實現友好互動的，一種用戶微電網運營商將是某種可能的商業模式。

其商業模式本質，是是電費托管型的合同能源管理。

只不過，這對于新能源投資商來說，是一種巨大的轉型，即從投資方變成資產的持有和系統運營方。

而這也是儲能+市場化交易帶來的創新和服務機會。

一起探索。