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工商业配储
1、商业模式
短期内通过固定峰谷价差和需求响应获取收益，中长期探索动态的分时价差套利、减少用户容量电费、通过虚拟电厂参与电力市场等获取多元化收益。
2、政策机制
1)现阶段(2025-2027年)
合理拉大峰谷价差。短期内峰谷价差套利仍将是工商业配储主要收益来源建议峰谷价差较低的省份根据实际需求合理拉大峰谷价差。
完善需求响应机制。合理设定需求响应补偿费用水平，将需求响应分为日前需求响应和实时需求响应，给与实时需求响应更高的补偿力度，体现分布式储能灵活、快速响应的性能优势。
提高政策持续性。建议工商业配储大省在制定或修改分时电价或现货政策时考虑工商业配储的政策过渡需求，如通过细化分时电价峰谷时段、设定合理的浮动范围等方式尽可能使工商业配储保持较稳定的收益。
健全安全与技术标准。制定分布式储能设计、施工、运维全流程安全规范，重点规范锂离子电池的防火、防爆及退役管理。建立锂电池储能设备性能认证制度，对效率(≥85%)、寿命(≥10年)、衰减率(≤3%/年)等关键指标实施准入管理，淘汰低效落后产品。
2)电力市场完善阶段(2028-2030年)
建立用户分时电价的动态调整机制。在电力现货市场连续运行后，推动根据现货价格信号动态调整峰谷时段划分;充分发挥电价信号作用，改善用户用电特性，缓解电力供需矛盾、保障电力安全供应、提升电力系统整体利用效率。
分布式光伏配储
商业模式
短期内源侧分布式光伏配储主要通过配合分布式光伏参与电能量市场获取收益，荷侧分布式光伏配储主要通过减少分布式光伏弃电，在没有弃电的时段通过峰谷电价套利获取收益，中长期探索源侧分布式光伏配储联合参与辅助服务市场以及绿电、绿证市场，荷侧分布式光伏配储参与电能量市场、辅助服务市场，以及合理评估其碳减排价值。
政策机制
1)现阶段(2025-2027年)
探索配储的源侧分布式光伏容量价值。建议根据分布式光伏配储比例及发电曲线形态，评估储能容量价值，允许分布式光伏参与发电侧容量电价核定，给予配储的分布式光伏更高的容量电价，体现分布式储能平抑分布式光伏发电曲线的作用。
推进分布式光伏参与电力市场。现货实现长周期运行后，建议降低参与现货市场的市场主体功率等级门槛，推动分布式新能源以聚合或直接的方式参与电力交易或接受市场价格，引导分布式新能源用户主动配储。
2)电力市场完善阶段(2028-2030年)
适当拉大现货价差。源侧分布式光伏作为发电端，与工商业用户电价相比，价差空间较小，经济性较差。建议完善现货市场，放宽电力现货市场限价，适当拉大现货价差。
绿电直连项目
商业模式
短期内通过自发自用减少电费和体现绿电溯源价值，中长期在自发自用节省电费的同时，作为平衡单元参与大电网的平衡，通过与大电网交互获取收益，同时探索绿电直连项目碳减排效益。
政策机制
1)现阶段(2025-2027年)
合理评估并网型绿电直连项目中储能与负荷关系。在绿电直连项目运行超过5年后，若由于负荷经营业绩下滑导致新能源和储能无法充分利用，允许绿电直连项目中新能源和储能与同一节点下其他负荷绑定或单独参与市场，保障新能源和储能收益。
加强绿电直连项目安全风险评估。绿电直连项目运营方如果没有专业线路运营经验，存在安全隐患，建议加强绿电直连项目安全风险评估，同时加强后期运营过程中的专业运维及风险排查。
强化财税政策支持。鼓励有条件的地区结合自身实际对绿电直连试点示范项目给予适当补贴，提升绿电直连项目的经济性，激励项目提升自发自用电量比例。
2)电力市场完善阶段(2028-2030年)
探索绿电直连项目参与大电网平衡。绿电直连项目作为平衡单元，建议在自身调节能力过剩的时段参与大电网平衡，通过与大电网交互获取收益，
探索绿电直连项目环境价值。加快推动电碳协同，将分布式新能源与分布式储能的清洁价值通过碳市场交易变现，充分激发需求侧碳减排潜力，体现绿电直连项目碳减排效益。
台区储能
商业模式
短期内季节性需求通过电网租赁获取收益，长期需求通过分布式新能源租赁和电网购买服务的形式回收成本，中长期通过聚合参与电力市场，拓宽收益来源，同时探索台区储能环境价值。
政策机制
1)现阶段(2025-2027年)
分应用场景设计台区储能盈利模式。不同场景对储能需求存在较大差异，对于持续时间较短的季节性需求，采用电网租赁移动式储能的方式，实现储能资源的共享和优化配置。对于长期需求，在同一控制区内台区储能可由社会主体来投资建设，当新能源消纳困难时，鼓励分布式新能源倒送电用户通过租赁台区储能，增加分布式新能源消纳能力，当存在保障供电可靠性、提高电能质量、提升末端电压等需求时，可通过电网购买储能服务的形式提升台区储能收益。
建设台区储能运维平台。台区储能规模普遍不大，且分布极为分散，运维困难。建议以市(县)为单位，建设台区储能运营平台，对台区储能进行统一运维和安全管理。
加强规划引导。结合电网承载力、风光资源及负荷分布，建立台区储能项目审批评估机制，优先在分布式光伏“红区”和电网末端布局台区储能，避免资源浪费。
给予台区储能与集中式储能相同的政策支持。台区储能与集中式储能均属于电网侧储能，应享有同等待遇，如向电网送电的分布式储能，其相应充电电量不承担输配电价和政府性基金及附加。
2)电力市场完善阶段(2028-2030年)
增加台区储能收益来源。探索台区储能通过聚合参与电力市场(现货市场辅助服务市场、容量市场)的规则，通过多种收益来源提升台区储能经济性。
探索台区储能环境价值。台区储能可以促进台区内分布式新能源消纳，增加绿证核发量，建议合理评估其碳减排价值。
虚拟电厂
商业模式
短期内通过参与需求响应、电力现货、调频、备用等交易品种获取收益，中长期探索增加虚拟电厂容量收益，探索虚拟电厂中储能环境价值。
政策机制
1)现阶段(2025-2027年)
合理设定需求响应补偿费用水平。综合考虑用户参与成本、需求响应效果以及市场供需情况合理设定需求响应补偿费用水平。
科学制定虚拟电厂的考核与分摊原则。虚拟电厂作为新型市场主体，应该按新型主体特性单独考虑考核与分摊原则，比如不应该承担火电的容量电价分摊。
完善虚拟电厂参与电力市场机制。完善虚拟电厂参与电力交易机制体系，细化参与电力现货、调频、备用交易机制，适时推动参与爬坡、无功等辅助服务。
鼓励虚拟电厂技术攻关。虚拟电厂电价预测和负荷预测对于其参与市场制定交易策略影响较大，目前存在一定技术难点，建议给予虚拟电厂示范项目政策补贴，支持技术攻关。
2)电力市场完善阶段(2028-2030年)
探索虚拟电厂容量电价机制。虚拟电厂能够为电力系统提供容量备用、调峰/顶峰等服务，具有容量价值，建议给予虚拟电厂容量电价。但也需要考虑虚拟电厂的有效容量以及容量可信度，虚拟电厂的容量并非简单香加各资源的额定容量，需考虑不同资源的可靠性差异，对于分布式储能、换电站等优质资源给予更高的容量价值。
探索虚拟电厂中储能环境价值。储能在虚拟电厂中平抑新能源波动，减少弃风弃光，间接增加可核发绿证的电量基数，建议合理评估其碳减排价值。
充/换电站配储
商业模式
短期内通过峰谷价差套利和充电桩动态扩容获取收益，推动充/换电站配储参与需求响应，中长期探索充/换电站配储参与电力市场模式，拓宽收益来源。
政策机制
1)现阶段(2025-2027年)
推动充/换电站配储参与需求响应。积极推动充/换电站配储参与电力需求侧响应，获取相应补贴。
强化财税政策支持。光储充项目中光伏和储能的利用率受新能源汽车充电客流量影响较大，且无法将剩余电量返送电网。建议有条件的地区结合自身实际给予光储充项目适当的投资补贴，降低项目投资风险。
2)电力市场完善阶段(2028-2030年)
探索充/换电站配储参与电力市场模式。允许充/换电站配储向电网返售电力，通过充/换电站配储与电网的双向互动，提升储能利用率及经济性。