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世界储能看中国，工商业储能看浙江。
储能正处于“一半海水、一半火焰”的状态。一方面，受劣币驱除良币、安全事故高发、毛利率下降、新能源+储能装机运行率不佳等影响，导致储能虚假繁荣舆论日甚；另一方面，无论是从储能电池出货量，还是从新增加企业数量而言，亦或是从企业成长速度，都无一不在验证这个赛道的增长。
浙江作为中国经济最活跃的省份之一，其用户侧储能市场呈现出爆发式增长态势，跃居国内“一哥”。浙江的用户侧储能市场为何如此“火爆”？液流电池技术要赢得用户侧储能市场，浙江为何是必争之地？2023年，浙江省全年电量缺口居全国第二，电量缺口值达1838.9亿千瓦时，相当于22台百万千瓦煤机的全年发电量。2024年6月初，结合天气及经济发展情况，浙江省能源局及国网浙江电力预测，今夏浙江最高用电负荷将超过1.2亿千瓦。从当时浙江供电能力来看，最大可能存在1000万千瓦供电缺口。行业普遍认为，2024年或将是近年来浙江电力保供形势最为艰难的一年。1000万千瓦缺口是什么概念？在省内，相当于金华或台州全市用电负荷；在省外，相当于青海全省的用电负荷，保供形势可谓异常严峻。数据显示，今夏浙江最大用电负荷达到1.23亿千瓦，比预测高300万千瓦，相当于多出一个舟山市的用电负荷。2024年7月，浙江日均用电量超过23亿度，单月用电量719亿度，环比增长33.4%。虽然浙江省内光伏与风电装机比例首超三成，但由于新能源存在间歇性和不稳定性，调度调节压力大。此外，浙江省工商业用户众多，2023年全省用电量达6192亿千瓦时，其中第二产业用电量占比67.6%。稳定的用电需求和较高的电力缺口，为用户侧储能提供了坚实的市场基础。近年来，浙江密集出台了一系列政策措施，为用户侧工商业储能营造了良好的市场环境。2024年1月29日，浙江省发展改革委正式印发了《关于调整工商业峰谷分时电价政策有关事项的通知》。新的电价政策通过优化峰谷时段、分季节设置峰谷浮动比例等方式，进一步拉大了夏冬季的峰谷价差，为提升工商业储能投资收益创造了条件。根据文件要求，春秋季（2-6月、9-11月，共8个月）峰谷时段调整为高峰、平段、低谷等三个时段。其中，高峰时段共7个小时，平段时段共7个小时，低谷时段共10个小时。夏冬季（1、7、8、12月，共4个月）峰谷时段调整为尖峰、高峰、平段、低谷等四个时段。其中，尖峰时段共4个小时，高峰时段共7个小时，平段时段共3个小时，低谷时段共10个小时。根据上述时段划分，选用液流电池这类长时储能技术显然更能覆盖其峰谷时段，增加项目收益。为了推进工商业储能市场规范化、标准化，浙江省能源局先后发布了《浙江省用户侧电化学储能技术导则》和《浙江省新型储能项目管理办法（试行）》，使得新型储能管理有据可循。《浙江省用户侧电化学储能技术导则》是全国首个针对用户侧储能的技术导则，适用于采用0.4千伏及以上电压等级接入，额定功率100千瓦及以上的用户侧储能。导则提出了用户侧电化学储能在建设条件与容量确定、并网、储能系统、保护通信、验收调试、消防安全等方面的技术要求。《浙江省新型储能项目管理办法》对储能项目的建设备案、并网验收、运行管理以及安全管理等作出了详细的规定，提出额定功率5兆瓦及以上的用户侧新型储能项目须纳入年度建设计划管理。2023年以来，浙江各地对于工商业储能的补贴政策如雨后春笋般层出不穷。巅峰梳理，浙江省大部分区县根据用户侧储能的装机容量给予一次性补贴，平均补贴范围在100-150元/千瓦之间。此外，湖州市、杭州市富阳区也有计划支持用户侧储能的发展。2024年6月22日，浙江湖州市发展和改革委员会发布关于政协九届三次会议第133号提案答复意见的函，提到湖州发改委鼓励各区县学习借鉴诸暨、义乌等地经验，出台支持用户侧储能建设相关政策措施，因地制宜在项目装机、上网电价、容量补偿、调频辅助服务等方面给予政策支持。2024年8月1日，杭州市富阳区发展和改革局发布了对区政协代表《关于出台支持新型储能发展政策的建议》的答复。其中提到：浙江省目前执行峰谷电价最高差可以达0.9元每度电左右，对于实现两充两放的用户侧储能项目投资回报很是可观，据测算投资回报周期在4-5年。省市发改委还在大力推进用户侧储能项目建设，增加调峰能力和降低企业用电成本。工商业储能作为典型的用户侧储能，用户对安全性和经济性的要求是第一位的。虽然锂电池工商业储能系统的回报率可观，可一旦出现起火爆炸等事故，项目的收益率将直接归零，甚至造成其他的财产损失，对于投资方来说得不偿失。第一，基于长时、长循环等特性，可以更好帮助客户实现峰谷价差套利；第二，基于本质安全的优势，液流电池储能可以让工商业客户免于安全后顾之忧；第三，基于长时大容量等优势，液流电池储能可以应对极端环境，比如风光波动性极大地区或天气状况恶劣环境等。截至目前，浙江省已有多个用户侧液流电池储能项目陆续建成投运。西子洁能1MW/4MWh全钒液流电池储能项目，使西子洁能的示范工厂在2022年夏季用电紧张的背景下，实现了全季不停产，并通过峰谷电差价套利模式，大大降低了工厂电力成本，有力缓解了迎峰度夏时的用能难题。该全钒液流电池用户侧储能项目上榜浙江省“十四五”新型储能示范项目，此清洁光储解决方案还应用到了2023年9月举行的第19届杭州亚运会。▲西子洁能工厂新型智慧储能项目（用户侧，锂电2.5MW/5MWh+液流1MW/4MWh）
2024年4月，由寰泰储能科技股份有限公司提供储能设备的250kW/1250kWh中国宝武环科城市矿山事业部下属温州环发生态中心全钒液流储能电站经过国家电网的严格验收，正式并网运行。温州环发生态中心储能电站位于温州市洞头区小门化工园区内，采用的是新一代钒电池产品，通过削峰填谷的运行方式，不仅实现了峰谷电价差降本，更在电网调峰调频等方面发挥了重要作用，为区域电网的稳定运行提供了有力保障。![]( "1726812193239055.jpg")
▲温州环发生态中心全钒液流储能电站
而早在2023年12月29日，由寰泰储能提供全套解决方案的温州2MW/12MWh全钒液流电池用户侧储能电站通过当地多部门联合验收，正式并网运行。该项目被列为“浙江省减污降碳协同标杆项目”。
2024年5月8日，由浙江大有实业有限公司临平分公司建设完成的全省首个“长时储能”项目——杭州意丰歌服饰有限公司500千瓦/5兆瓦时全钒液流储能电站正式并网投运。该储能系统由杭州德海艾科能源科技有限公司自主设计、研发，可以为园区连续提供长达10小时的用电需求。
据杭州德海艾科王宇博士介绍：“这个项目的充放电策略是夜间及中午谷电价时段充电，白天放电覆盖高峰电价阶段和尖峰电价时段；功能是峰谷套利、需量电费管理、不间断供电等；该项目的全自投资静态回收期7~8年，如果采用电解液租赁模式，回收期可缩短至4年。”也许，现在到了讨论光伏储能出清落后产能的“最后时刻”。近日，国新办发布会上，证监会主席吴清表示：为进一步激发并购重组，证监会出台了六条措施。“并购六条”明确，支持上市公司向新质生产力方向转型升级，支持上市公司围绕战略性新兴产业、未来产业等进行并购重组，包括开展基于转型升级等目标的跨行业并购、有助于补链强链和提升关键技术水平的未盈利资产收购。“并购六条”出台的背景，是国内多个行业因产能过剩陷入经营困境，已经到了不重组出清就无法恢复生机活力的程度了。很显然，光伏、储能等新能源行业就是这样的典型行业。在持续已久的价格“内卷”中，新能源行业深陷困境，龙头企业突围乏力。目前，光伏组件价格已经杀到了0.6元每瓦，储能电芯的价格也杀到了0.3元、0.4元每瓦时。虽然部分大企业试图通过“自律”行为来主动提价，但很难扭转市场局势，提价反而遭到群嘲。实际上，价格“内卷”仅仅只是问题的表象，问题的根源还是在于产能供需错配。那么治本之策何在？到底是什么样的重重阻力，拖了新能源产能出清的后腿儿？年初以来，政策层一直在推动企业间的并购重组，行业协会也在呼吁并购重组，新能源业内一些领军企业则在密切关注着重组并购重组的机会。有产业投资人士表示，目前可能是新能源产业重新洗牌并加速落后产能出清的绝佳时机。首先，严重的供需错配已经到了极致。目前，中国光伏行业年产能超过1000吉瓦，而全球光伏年装机规模大致也就500吉瓦左右，一半的产能都是过剩；中国储能行业年产能超过200吉瓦时，而全球储能年装机规模大致也就100-120吉瓦时，也是接近一半的产能找不到市场需求。以光伏制造为例，“双碳”目标公布后这短短三四年间，各路资本蜂拥而入，千行百业跨界而来，地方政府你争我夺，所有人都抱着光伏行业“门槛不高”的心态杀了进来。大量的参差不齐的产能被催生出来。据统计，从2020年到2023年7月底，光伏行业一级市场融资164起，IDG资本、中金资本、高瓴、红杉中国等大玩家侧身其中。另据中国光伏协会统计，2020年到2023年上半年，光伏企业通过IPO、定增、可转债、配股等方式，分别募资了714.14亿元、1058.33亿元、1661.87亿元以及近2000亿元。在大量资本助推之下，很多光伏企业的资深高管突然就出来创业了，在地方政府的支持下迅速批地、建厂房，然后稍微做点新员工的技术培训，就开始操作设备大干快上抢市场了。有业内人士举例，2021年4月新成立的一家硅料企业，成立伊始，就宣布投资180亿元，在青海西宁建设20万吨硅料；2023年3月，该企业又宣布投资110亿元，在四川宜宾建设10万吨高纯晶硅和25万吨工业硅项目；2024年，该企业再度宣布投资250亿元，在内蒙古包头建设20万吨高纯晶硅和25万吨工业硅项目……如此这般的产能狂飙，项目烂尾的固然不少，粗制滥造的落后产能更是充斥其中。最终带来的结果就是，一个非理性的市场日益疯狂，所有的人都很难受，企业越卖越亏。在面板及家电领域创业四十年、如今也“跳进”光伏行业的TCL创始人李东生近日在央视《对话》节目的采访中就表示：“光伏行业整个市场体系可以说是扭曲了，甚至可以说是崩溃了……大家都不按照市场的需求生产、销售，整个市场的每一个环节就只能变成‘低于成本价’销售的局面，所有人都亏钱。”不仅是企业不赚钱，大量新秀企业的IPO之梦也碎了。中国光伏协会披露，2023年光伏企业成功上市的仅5家，另有约40家光伏企业等待上市。无望之下，很多企业直接撤回了IPO申请。当然，任何投资都是要寻找退出通道的，既然上市退出这条路已经不现实，那么新能源的并购重组，也不失为一条资本寻求退出的最终出路。在行业风风光光的时候，没人愿意主动退出；如今行业亏损、融资遇冷，落后产能的退出和出清也就有了可能。通过兼并重组实现产能退出是成熟行业的惯常做法。可是迄今为止，光伏、储能领域的重组大幕却远未拉开，坊间传言的几个并购案还是云遮雾罩，不见落地。兼并重组不畅，优不能胜劣不能汰，新能源出清就成了“堰塞湖”，为何会是这样？眼下，很多光伏企业前几年疯狂扩张挖下“无底洞”，买家会担忧债务风险。事实上，并购交易中的卖家到底有多少债务、有多少对外担保，买家可能一时半会儿都“摸不着门儿”。最典型的案例是格力电器董事长董明珠要130亿收购珠海银隆，遭到董事会反对后其自掏腰包26亿买下部分股权，结果等进去之后才发现公司有巨额的债务黑洞和财务问题……其次，买家不得不面对并购交易带来的团队融合和人员安置风险。现如今是逆周期兼并，往往涉及到较为复杂的人员安置难题。保留被并购方的人员团队，意味着继续制造存量产能，无疑就是自废武功、背上沉重的包袱；大刀阔斧裁减，又容易陷入舆论危机。如今，光伏、储能行业到处都在裁员，并购方当然也不愿意“背黑锅”。并购重组之难，拖住了新能源过剩产能的出清之路。但还有一个隐性问题，恐怕才是行业洗牌推进缓慢的最主要原因——很多地方政府不允许辖区内的新能源企业宣布破产，不管它是不是落后产能，是不是已经资不抵债。也就是说，新能源出清最大的阻力，可能还是来自于地方政府。这一轮罕见的新能源产能狂飙，地方政府是极为重要的背后推手《反思光伏招商困局：“油门”太快，是时候踩下刹车了》）。一些地方政府非常看重在辖区内培育光伏产业链，诸如安徽合肥、江苏盐城无锡、青海西宁、内蒙古包头等，很多地方都搞到了千亿级产业规模。部分地方政府在光伏招商引资中对企业进行补贴，企业投资100元，地方政府能补贴30-35元。直接补贴之外，地方政府还有很多手法来贴补招商引资的企业。比如承诺电价补贴，青海、内蒙古等西部省份私下与企业签订协议，承诺电价补贴；又如低价提供土地以及提供厂房配套，很多地方政府都透过高估商业地产用地、低估工业地产用地的方式，打包土地、连卖带送招商引资；再比如，地方政府还热衷于对招商引资而来的光伏企业减免税收。既然前期招商引资花费了巨大的心血，付出总是要求得回报的，即使是资不抵债的企业，地方政府的底线也是“不能轻易破产”。哪怕是出了问题，谁也不能为错误负责，这些新能源企业是无论如何不能让它死了。毕竟，企业破产就意味着就业没了，税收没了，GDP没了。不允许落后产能出清、不允许资不抵债企业破产，地方政府只能继续给落后产能打点滴“续命”：一曰债务担保，由城投公司或地方国资出面为企业的债务做担保；二曰入股充实企业资本金，城投公司或地方国资向亏损企业注入股份；三曰银行续贷，地方政府出面协调银行向资不抵债企业持续追加贷款。地方政府为落后产能打点滴“续命”，这里还有自保的考量。想当初高额补贴招商引资，地方政府指挥下的城投公司和地方国资早已经债台高筑。而这几年来，中央严控地方债，三令五申告诫地方政府不会对地方债兜底，且要严厉追究地方债的相关责任人。只要不允许新能源企业破产，这个隐性债务就不会“见光”。而一旦企业破产清算，那地方债窟窿马上就曝光了，相关责任人岂不是乌纱难保？所以，很多地方政府，宁可持续补贴亏损企业和落后产能，也要捂住盖子，延缓地方债的曝光。即使宏观政策希望刺破泡沫以促进落后产能的退出，地方上依然要坚持扛下去。这样做的结果，一是落后产能不能及时出清，优不能胜劣不能汰，行业产能结构不能优化；二是产能泡沫还在越吹越大，行业寒冬期被无限拉长，最终只能等到绷不住了泡沫破裂，那时候的损失就更加巨大。工商业储能是指在工业或商业终端使用的储能系统。根据应用场景的不同，电化学储能可分为电源侧、电网侧和用户侧。用户侧可细分为工商业和户用两个场景。工商业储能系统为模块化设计，电压容量灵活配置。工商业储能电站是为了调节峰谷用电问题所设立的电站，简单来说就是在用电低峰时段把电量储存起来，在用电高峰的时候重新释放给企业使用，来达到削峰填谷，降低电费支出的目的。此外，储能电站还可以有以下作用：1、作为备用电源，在企业限电、停电、跳闸时应急供电；2、需求侧响应，帮助电网实现电力供需平衡，提高电力系统的稳定性与可靠性；3、需量管理，符合条件的使用需量计费的企业，可有效控制实际需量，降低基本电费。除此以外，还有能量时移、电力现货市场交易、电力辅助服务等后续作用。工商业储能系统与储能电站系统都包括电池系统+BMS、PCS、EMS、变压器、机架、连接线缆、汇流柜、防雷及接地系统、监控及报警系统等，系统均进行模块化设计，系统电压、容量灵活配置。不同于大规模储能调峰调频电站，它的主要目的是利用电网峰谷差价来实现投资回报，主要负荷是满足工商业自身内部的电力需求，实现光伏发电最大化自发自用，或者通过峰谷价差套利。在储能系统中，BMS（电池管理系统，Battery Management System）对电池的基本参数进行测量，包括电压、电流、温度等，同时根据系统中的控制策略，控制电池的电压及电流，同时根据电池的温度做出不同的策略调整，防止电池出现过充电和过放电，延长电池的使用寿命。除了监控电池的基本信息以外，BMS 还需要根据采集到电池的相关信息，根据系统的算法，计算分析电池的 SOC（电池剩余容量）和 SOH（电池健康状态），评估当前系统的剩余电量、使用寿命以及剩余使用寿命预测，对存在异常的电池及时管理（切断、限流等）并上报至系统，保证电池的安全性及可靠性；EMS（能量管理系统，Energy Management System）是整个系统中重要的核心部件，EMS 承接 BMS 反馈的相关电池信息，进行及时的分析和判断，将分析的控制信息反馈至 BMS，对系统的策略进行控制，EMS 的控制策略对电池系统的衰减速率和循环寿命起到重要的作用，系统的循环寿命越长，所带来的经济收益自然也就越大，同时会BMS反馈回来的电池异常信息及时判断和控制，及时切断和控制异常电池，保护整个储能系统，对整个储能系统的安全性起到关键作用。PCS（储能变流器，Power Control System）又称双向储能逆变器，可控制蓄电池的充电和放电过程，进行交直流的变换，在无电网情况下可以直接为交流负荷供电。PCS 由 DC/AC 双向变流器、控制单元等构成。PCS 控制器通过通讯接收后台控制指令，根据功率指令的符号及大小控制变流器对电池进行充电或放电，实现对电网有功功率及无功功率的调节。PCS 控制器通过 CAN 接口与 BMS 通讯，获取电池组状态信息，可实现对电池的保护性充放电，确保电池运行安全。工商业储能系统架构主要有两种：1）采用 PCS 的交流耦合型；2）采用光储一体机的直流耦合型。交流耦合系统与储能电站的系统配置类似，但相对用量较小，系统功能也更为简单，其中的光伏系统和储能系统并联，灵活性较高，适用于已安装工商业光伏的存量市场。直流耦合系统通过光储一体机将光伏逆变器和双向变流器整合在一起，相比交流耦合系统具有高度集成化、软性成本低的特点，50-100kW 的 光储一体机已逐渐成为中小工商业储能系统的选择。工商业储能可分为光伏配套工商业储能与非光伏配套工商业储能。根据是否随工商业光伏安装，工商业储能可以分为光伏配套工商业储能与非光伏配套工商业储能。（1）光伏配套工商业储能：对于商业与大工业用户，能够通过安装光伏+储能实现电力自发自用，平抑光伏发电出力曲线、提高清洁能源的利用率。同时，亦可利用储能进行单独的峰谷套利；（2）非光伏配套工商业储能：对于商业楼宇、学校、医院等不适合安装大规模分布式光伏的场景，独立安装储能系统可以对用电负荷削峰填谷、峰谷套利。工商业储能主要应用场景分为三类，即单独配置储能、光储充一体化、微电网等。工商业用户单独配置储能主要有两个考虑：第一，通过削峰填谷为企业节约用电费用。比如，高峰电价每度1元，而低谷电价每度0.3元，工商业用户可在低谷时对储能充电，然后在高峰时段用储能进行供电，那么企业在高峰时段的用电成本就是每度0.3元，而不是原本的每度1元，节约每度0.7元的用电费用。第二，将储能作为备用电源，以备不时之需。光储充一体化是指将光伏发电、储能和充电桩集成在一起，实现能源的高效利用和便捷充电，储能的应用使得用户侧自发自用成为可能，提高了分布式光伏的自发自用率，还能缓解充电桩大电流充电对区域电网的冲击。微电网是具有自身发电能力的本地化小型发配电系统。通常，它以分布式电源为主，利用储能和控制装置进行实时调节，实现网络内部的电力平衡。既能独立于主网运行，也能和主网协同运行。对独立于主网运行的微电网，储能可以平滑新能源发电和用做备用电源，对并网型微电网，储能可以实现能源优化和节能减排。用户通过配置工商业储能可以满足自身内部的用电需求，利用峰谷电价差套利降低运营成本，储能还可以作为备用电源以应对突发停电事故;若配置光伏，还可实现光伏发电最大化自发自用，有效提升清洁能源的消纳率。光伏具有很强的间歇性和波动性，自发自用、余电上网的光伏电站发电量超出负荷所能消耗时，多余的电则以较低价格送入电网。当光伏供给负荷电量不够时，工商业用户又得向电网购买电能，电网和光伏系统同时给负载供电。工商业用户在配置光伏情况下用电成本没有得到最大化的降低。配置储能系统后光伏电量优先存于储能中，余电供应负荷，待光伏电量不足时，由储能向负荷供电，通过储能系统平滑发电量和用电量，提升光伏发电的消纳率，最大程度上实现用电利益最大化。增设储能系统实现价值的最直接方式是对峰谷电价的套利。用户可以在负荷低谷时，以较便宜的谷电价对储能电池进行充电，在负荷高峰时，由储能电池向负荷供电，实现峰值负荷的转移，从峰谷电价中获取收益。深谷时段充电、尖峰时段放电不仅可以起到削峰平谷的作用，还可以帮助配备了储能的业主套取更加丰厚的利润，有效实现了双赢。我国针对受电变压器容量在315千伏安及以上的大工业用电采用两部制电价，电度电费是指按用户实用电量计算的电价，基本电费是指按用户受电变压器（按容收费）或最大需量计算（按需收费）的电价收费。基本电价按需收费的工商业园区安装储能系统后，可以监测到用户变压器的实时功率，在实时功率超过超出需量时，储能自动放电监测实时功率，减少变压器出力，保障变压器功率不会超出限制。降低用户需量电费，减少工商业园区的用电成本。当工商业用户而原有配电容量不足时，储能系统在短期用电功率大于变压器容量时，可以继续快速充电，满足负荷电能需量要求。降低变压器使用成本、减少变压器投资及扩容周期。电力需求响应，是指当电力批发市场价格升高或系统可靠性受威胁时，电力用户接收到供电方发出的诱导性减少负荷的直接补偿通知或者电力价格上升信号后，改变其固有的习惯用电模式，达到减少或者推移某时段的用电负荷而响应电力供应，从而保障电网稳定，并抑制电价上升的短期行为。简单来说，就是企业在电力用电紧张时，主动减少用电，通过削峰等方式，响应供电平衡，并由此获得经济补偿。峰谷套利是最常见的商业模式。用户可以在用电低谷以较便宜的谷电价对储能进行充电；在负荷高峰时，由储能电池向负荷供电，实现峰值负荷的转移，从峰谷电价中获取收益。光伏发电具有间歇性和波动性。当自发自用、余电上网的光伏电站发电量超出用户所需电量时，多余的电以较低价格送入电网。一旦发电量不足以覆盖用户所需电力时，用户不得不向电网购买电能作为补充。![]()
科士达新能源因此，在仅配备光伏发电的情况下，工商业用户的用电成本并没有得到最大化的降低。而配置储能系统后，光伏电量将优先存在储能系统中，余电供应负荷，待光伏电量不足时，由储能向负荷供电，平滑发电量和用电量，提升光伏发电的消纳率，最大程度上实现用电利益最大化。我国针对受电变压器容量在315kVA及以上的大工业用电采用两部制电价，电度电费是指按用户实用电量计算的电价，基本电费是指按用户受电变压器（按容收费）或最大需量计算（按需收费）的电价收费。基本电价按需收费的工商业园区安装储能系统后，可以监测到用户变压器的实时功率，在实时功率超过超出需量时，储能自动放电监测实时功率，减少变压器出力，保障变压器功率不会超出限制。降低用户需量电费，减少工商业园区的用电成本。曾几何时，电网调节一直都是依赖电源端和电网端，需求侧几乎成了电力调节的“真空地带”，储能正好可以作为需求响应工具。简单来说，企业可以在电力用电紧张时，主动减少用电，通过削峰等方式，响应供电平衡，并由此获得经济补偿。业主自投模式，即企业自主投资、自主运营，盈利渠道主要为峰谷套利，后期随着虚拟电厂技术的发展，储能电站也可以参与需求侧响应、电力辅助服务及电力现货交易等方式拓宽收益渠道。合同能源管理模式（EMC）简单而言就是第三方投资模式。当业主由于一些原因不能投资时，可以引入投资方合作，通过EMC合同将能源进行外包，并与投资方进行利润分享，从而实现降低能耗、节省用电成本的目的。在EMC合同能源管理模式下，一般有3种利益分享的方式。一是由投资方向企业支付租金，建设储能电站；二是投资方按照与企业约定的比例分享项目收益，比例通常为10%：90%、15%：85%等 ；三是投资方与企业约定，企业可享受峰时放电电价打折。目前EMC模式应用较多，通过合同能源管理模式（EMC）建设储能电站，高耗能企业不仅能实现能源消耗的优化管理，还能获得可观的利益回报，是工业用户的主流应用模式。若企业有意投资储能电站但资金不足，融资租赁将是理想解决方案。企业可引入融资租赁公司作为储能设备的出租方，减轻资金压力。租赁期内，设备所有权归融资租赁公司，企业享有使用权，租赁期满后可获得设备所有权。融资租赁模式包括直租和回租两种，一般情况下，新建项目适用直接租赁模式融资，收购项目适用售后回租模式融资。其中，直租模式下承租人支付的利息一般可以享受13%增值税抵扣的税收政策红利。此模式下，融资额度通常为总投资的70%-80%，融资期限一般不高于6年，且不能超过该项目充放电策略下的电池循环次数所能满足的使用年限。在合同能源管理模式基础上，引入融资租赁方，向能源服务方和业主提供储能资产出租，以降低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，有利于推动储能项目的落地。此模式涉及参与方较多，合同签订、财务开票等流程较为复杂，且其中子模式演变灵活多样，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。子模式：融资租赁方根据其与能源服务方的约定从设备方处购买储能设施，并将储能设施出租给能源服务方。能源服务方利用租赁的储能设施为业主提供能源服务，获得项目收益，并与业主按约定比例分成，能源服务方再以部分收益向融资租赁方进行还款。租赁期限届满后，能源服务方获得储能设施的所有权。
