时间进入2026年5月，国内工商业储能的热度显然已出现阶段性降温，这一变化真切体现在几个方面：国内展会热度不再强劲、储能项目分成比例不再激进、纯工商业储能投资方明显减少、设备厂家销售人员纷纷转向海外市场（参考近期我与团队对马来西亚、越南、乌兹别克斯坦等地区的市场调研考察）；各企业国内销售团队普遍在优化人员结构，而绝大多数项目的后评价不及预期；金融机构亦进一步抬高工商业储能项目的放贷评审门槛，融资租赁公司的放贷额度也在持续收缩……
背后逻辑十分清晰：2025年12月，国家发改委与国家能源局联合颁布《电力中长期市场基本规则》（发改能源规〔2025〕1656号），该文件明确规定，自2026年3月1日起，电力中长期交易将全面推进市场化进程，取消由政府统一规定市场交易用户的固定峰、平、谷时段划分及浮动比例，实现分时电价形成机制从行政核定向市场决定的根本转变。截至目前，全国已有14个省级行政区陆续出台实施细则，明确要求“直接参与市场交易的经营主体，其电价水平和时段完全由市场供需关系决定”。这一政策转向彻底改变了国内工商业储能行业运行四年之久的传统盈利模式，犹如“掀翻了原有的游戏规则”。
在缺乏专业运营和交易能力的情况下，投资商投运的部分工商业储能项目开始出现经营性现金流为负的状况，导致这些投资者不得不陆续退出该领域，且大多是被迫离场、心有不甘。从电力市场的运行机制来看，中长期交易价格构成零售侧电能量价格的核心成本基础。其分时价格结构通过两种主要方式影响终端用户电价：一是“批零价格传导”机制，二是“零售合同约定”方式。因此，中长期交易中不同时段价格的形成方式及其价差水平，从根本上决定了零售侧分时电价的最终形态，并进一步左右着工商业储能在用户侧场景下能够获取的实际套利空间。
值得注意的是，在取消行政分时电价后，各地在零售侧价格衔接机制上采取了差异化的实施路径。当前形成的价格机制大致可分为两类：第一类是批发市场仅传导交易均价到零售侧（如山东、广东、江苏等地），允许通过行政要求或自主协商方式保留部分峰谷曲线特征；第二类则是批发市场直接传导完整的分时价格曲线到零售侧（如河北南网），并对不同交易品种的传导方式和比例进行明确约束。这种差异化的政策安排，也直接影响了工商业储能项目的收益空间和运营方式。
具体而言，在批发市场传导均价的模式下，由于保留了零售合同的协商空间，储能项目仍可维持相对确定的价差套利模式；而在直接传导分时曲线的模式下，由于现货和中长期交易的峰谷价差普遍收窄（现货价差集中在0.1—0.5元/千瓦时，中长期价差更小），叠加后的综合价差显著低于原行政分时机制下0.5元/千瓦时以上的水平。这导致储能项目必须转向基于价格信号的动态运营策略，显著增加了收益实现的不确定性。
作为表后能源资产价值赛道的坚定支持者，我依然笃定，围绕负荷侧的能源资产一定是未来最有想象空间的业态，其终局形态我们都能预见。只不过当下这类资产的技术经济性确实受到挑战，须经历一个产业周期的过渡，实现经济性的再度自洽。这需要时间，无法一蹴而就形成闭环。如诗云：“凿渠须至通泉处，炼铁方能成器音。三鼓竭时师乃胜，十年霜后剑方吟。世间闭环皆如是，不到火候莫问金。”
本文试从以下九个方面展开论述：
一、表后能源资产管理的再认识
二、储能在表后能源资产管理中的再定位
三、从长期看，取消行政分时电价是工商业储能发展的“成人礼”
四、售储联动，一场储能与售电各自“受伤”后的双向奔赴
五、投资方视角下的工商业储能业务经
六、储能应用何止于工商业，万物都可“储能+”
七、对能源即金融的思考
八、新时期需要什么样的储能产品与解决方案
九、肩鸿任钜踏歌行，功不唐捐玉汝成
接下来先从储能这个能源调节器在未来表后业务中的价值定位说起。
表后能源资产管理的再认识
电力市场加速演进的过程中，工商业储能作为表后能源资产的一部分，起着双向调节器的重要职能，严格来说是暂不能做独立的资产来看待，一次能源、二次能源以及电力市场最终是要协同起来交互的。这对投资商商业运作和调度运营的要求很高，首先就涉及认知层面的巨大挑战。认知会让你赚得盆满钵满，也会让你赔得体无完肤。
电力市场背景下，负荷侧的能源资产管理远比表前的能源资产管理要复杂，涉及到电负荷、非电负荷（电气化耦合）、配电网、分布式能源、灵活性调节资源、需求侧响应、售电业务、电力现货、设备可利用率等，还需综合考虑企业负荷稳定性与运营稳定性等要素。这么多边际条件的动态变化，都会带来能源资产管理策略在时间维度上走向越来越精细化的设置和调度。
负荷侧能源管理的本质，是围绕用户电表后面的电力负荷、非电力负荷、能源资产、灵活性资源等，基于电力供应和电力价格在时间维度上的波动性开展长期能源运营，实现能源可获得性、经济性和可持续发展三个维度的综合优化，破解能源“不可能三角”难题。
虽然基于负荷侧的能源管理系统变得越来越复杂，但我认为表后能源管理最终会成为头部能源资产管理企业最具价值的业务之一。为什么这样说？看看几个维度的数据就清楚了。
首先，截至2026年一季度末，全国风电和光伏在电源装机结构中的占比已经超过47%，发电量占比也超过22.5%。这直接导致电力供应的强不确定性进一步加剧。
其次，终端负荷的不稳定性进一步凸显：电动汽车的快速普及，形成了庞大、离散、移动的负荷群，对电力的需求在时间尺度和空间维度都加剧了不确定性；这还不说未来围绕企业级分布式边缘算力需求带来的另一个巨大的不确定性负荷需求。
其三，电力市场作为一种调控机制，适时推行势在必行：电力市场通过引入价格与竞争机制，精准引导发电与用电行为，最终实现优化电力配置、保障电力安全、适配新能源消纳、降低全社会用电成本并打破行业垄断。落到能源资产管理层面，这意味着要在多约束条件下实现综合寻优，不同运营能力的企业盈利水平将会是“云泥”之别。相比能源重资产投资商，资本市场给能源资产管理公司的价值定价更高，目前英国章鱼公司的估值已经逼近150 亿英镑，其核心子业务Kraken 能源科技平台的估值也达到86.5 亿美元。
能源资产管理的门槛越来越高。业内有一个共识：门槛不高的业务形态或商业模式，只要能阶段性实现盈利，社会资本“一窝蜂”地涌入与产能过剩都是大势所趋。而能源资产管理作为整合了开发、运营、融资、资产出表等能力的综合业务，并非谁都能做好。2024 年《电力市场运行基本规则》已将储能企业、虚拟电厂、负荷聚合商等纳入新型经营主体；2025 年《虚拟电厂指导意见》进一步提出，虚拟电厂要聚合分布式电源、可调节负荷、储能等分散资源，参与系统优化和电力市场交易。用户电表后的能源资产，不再只是工厂内部的用能设施，它们正在转变为电力系统可调用、市场可结算、服务商可运营的新型资源，因为这些资产可以同时与企业负荷、电网和电力市场实现多元交互。针对表后能源资产管理业务，我们有必要重新梳理其价值逻辑。
步入现货与市场化分时并行的新阶段，电力交易已演变为双边高频的概率博弈。随着批发侧现货常态化、零售侧定价市场化，售电行业规则全面重构，企业需直面双边、高频、概率叠加的多重风险。售电公司面临的风险已有所转变：
其次，表后能源资产管理业务也不等同于VPP（虚拟电厂）业务本身：VPP只是表后资源参与电力市场的一种途径或者组织方式，没有真实可监测、可预测、可调用的用户侧资源，一切都是“花架子”。VPP入口不在云平台，而在用户的配电室、生产现场，在那些真正可被调动的负荷与设备里——神灵和魔鬼都在现场。
再次，表后能源资产的运营与所有权往往不完全统一：如何说服各能源资产所有方认可并接受综合调度，如何实现综合收益在用户、投资方、运营方和平台方之间合理分配，同时让各方都满意，绝非易事。这需要在合同层面、运营层面、技术层面同时实现可落地的解决方案。
储能在表后能源资产管理中的再定位
区别于电网侧独立储能，工商业储能或在相当长的一段时间内，都很难被资本市场认定为独立资产。在前几年行政分时电价的背景下，工商业储能业务呈现出政府规定固定峰谷时段、价差稳定可预期、运行策略简单、收益确定性强等特点；而当下市场则呈现出电价时段由市场决定、价差动态波动、收益不确定性提升的新特征，大量融资机构也因此纷纷收紧工商业储能项目融资放贷。这种变化看似矛盾，实则短期有其合理性，长期来看却不可持续——毕竟风险管理对融资机构而言是重中之重，行业最终仍会回归财务模型的再平衡。
虽然工商业储能是典型的二次能源，但正是其兼具负荷与电源的双重属性，能让传统上无法被调度的分布式能源变为“可运营、可调度的能源资产”，尽管工商业储能难以被单独认定为独立资产，但其为分布式能源带来资产溢价、为售电业务实现价值升级的特性，让这类二次能源具备了成为优质的资产的潜力。当其多元化收益实现闭环的时候，其核心资产属性也将随之凸显。
针对传统工商业用电，大家认知通常局限于变压器、配电、用电设备这类纯成本类资产；而表后储能的加入，彻底改变了这一格局。在储能的加持下，原本的用能设施转变为可产生收益的经营性资产，能够实现峰谷套利、需量管理、需求响应、辅助服务、绿电消纳的多重收益。而表后能源资产管理覆盖了光伏、储能、负荷、购电合约、电价的统一资产运营。储能是这套资产组合里唯一可主动调节、可跨时间平移电量以及实现功率调节的核心资产。
工商业储能在电力市场中，可实现对冲电价风险、放大购电策略收益的双重价值。在电力市场环境下（现货、中长期、分时电价、偏差考核），储能的定位包括：电价套利执行器、低谷储电、高峰放电，赚峰谷价差，对冲现货电价剧烈波动。
工商业储能可以作为偏差考核缓冲器和购电策略放大器，实现平抑企业用电预测偏差，配合售电公司/直购电，低价囤电、高价自用，优化中长期+现货组合收益。
工商业储能也可以是减碳能手，作为典型的二次能源。大家普遍认为，储能不具备直接减碳的效能。但是对企业来说，“光储协同”是可以帮助企业实现碳减排的。同时我们也需要关注电网碳排放因子。全国碳市场、企业年度合规核算不分日内时段，只分年份、区域。生态环境部发布的电网平均碳排放因子，是年度固定值（比如，2023年华北地区为0.6361kgCO₂/kWh），无论白天还是晚上用电，无论峰电还是谷电，统一用同一个排放因子，不按照中/晚/峰谷分时计算。 而对于精细化核算、碳足迹、绿电、出口碳核算，也可以分时段，可严格分时间段如“峰/平/谷、日间/夜间”、季节；其逻辑是白天光伏多、夜间风电多，用电低谷清洁能源占比高，碳排放因子更低；用电高峰火电占比高，排放因子更高。储能充放电策略是可以修正和优化企业碳排放水平的。对于出口欧盟的企业而言， CBAM、产品碳足迹和企业ESG 的精细化披露，储能是可以提供贡献的。
工商业储能可以帮助企业实现降需量、保供电。需量控制核心手段：基于负荷功率预测实施放电削峰，从而实现降低变压器的最大需量，直接减少基本电费；不要小看这个指标，以今年上半年笔者调研过的泰国和马来西亚市场为例，这些国家的企业需量电费支出甚至占到企业综合电费支出的45%—50%，缘由是什么呢？原来这些国家的电源充裕度不够，需要尽可能地减少尖峰时段的出现，控制企业负荷率就是非常有效的手段。而储能恰好兼具电量搬移和功率控制的特点。这正是分布式光伏不具备的。国内绝大多数工商业储能投资方都知道需量管理，但鲜有真正能够分享需量电费节约分成的案例，这本质上是运营端“知行合一”能力的缺失，上海的AI电力运营商——星纪云能的需量管理已经落地多个项目，值得借鉴和学习。
工商业储能作为备用电源资产使用，可以实现在企业停电、限电、错峰时保障关键负荷供电，减少停产损失。此项功能目前只能作为投资商的开发工具来使用，尚不能在经济性层面产生稳定收益。而此项功能的实现本身还需要增加静态投资成本。这意味着其商业模式还需要进一步探讨与完善。
从长期看，取消行政分时电价是工商业储能发展的“成人礼”
行政分时时代，工商业储能可以作为一种商业模式，独立于售电、光伏之外。峰谷价差由政策直接划定，储能本质上是独立运行的套利单元。只要充电不突破用户变压器容量限制与最大需量约束、放电时有足够用户负荷消纳，储能的运行策略、收益获取，与售电交易等其他主体基本相互独立，各方利益互不牵扯，属于分灶吃饭、各自独立获益的格局。
传统电网是行政定价、统购统销，不能准确反映真实供需。行政分时的取消，不是要把分时干掉，而是把电价逐步交给市场来发现，而电力市场发展的目的是还电力以商品属性，而不是简单卖电、买电，通过市场化手段解决“电看不见、发用实时平衡、不能大规模储存”三大物理约束下的资源最优配置与风险分摊。电力市场让电价随供需实时波动——“谁缺电谁出高价，谁低谷发电谁低价”，便宜的电优先用、贵的电少发，实现全社会用电成本最低。
进入市场化电价阶段后，光伏、储能、用户负荷、售电主体被置于同一个利益体系内，市场化实时电价与用户关口实际负荷曲线形成强绑定的量价关系，多方利益深度交织、风险共担。原本分散独立的各方，从“各人自扫门前雪”变成“你中有我，我中有你”，利益博弈随之凸显。即便在市场化分时机制落地前，分布式光伏与售电主体之间的利益冲突，就已经提前显现。
同一个利益体系内光伏、储能、用户负荷与售电
从物理形态上看，储能与分布式光伏、可调节或刚性用电负荷共同构成用户侧微网系统，整体以关口综合负荷曲线作为统一交易标的，纳入售电公司的交易仓位参与电力批发市场。在价格传导逻辑上，呈现自上而下的反向传导路径：批发市场价格先传导至售电端，再形成零售侧电价信号，进一步内部分解为储能、光伏、各类负荷之间的内部结算电价。
因此，市场化改革给工商业储能带来的核心挑战，并非固定峰谷价差消失，而是储能彻底失去了独立套利主体的属性，必须深度嵌入用户负荷曲线与售电交易仓位，接受统一调度、统一运营、统一参与电力市场交易，不再能够单独作为独立项目闭环运作。
工商业储能的运营也从一场“开卷考试”进入到“闭卷考试”，从可以接近上帝视角来制定运行策略，到基于负荷预测和价格预测的策略执行，这是一场具有转折点意义的转型。短期痛苦，然而长期看好。
售储联动，一场储能与售电各自“受伤”后的双向奔赴
随着电力市场化改革全面深化，固定行政峰谷分时电价陆续取消、电力现货市场常态化运行，传统工商业储能单一峰谷套利模式相继失效，项目盈利稳定性大幅下滑、投资回收期拉长、抗风险能力薄弱。
在此背景下，售储联动（储售一体）成为工商业储能打通多元收益、适配现货市场规则、实现规模化商业化落地的核心必经路径，是储能从“单一套利工具”转向“综合电力服务载体” 的关键突破口。
要探讨售储联动，就必须搞清楚售电的前世今生。在笔者看来，售储联动，终究是一场储能与售电各自受伤后的双向奔赴。
售电公司是连接发电企业与电力用户的中间环节，在电力市场化改革中扮演着核心枢纽角色。随着2015年电改9号文发布，售电侧改革逐步推进，截至2024年底，全国注册售电公司超过5000家。售电公司业务覆盖代理用户参与电力市场交易、提供负荷预测与交易策略，以及整合分布式能源资源以及提供综合能源服务。
售电价差是售电公司的核心收入来源。售电公司通过渠道/居间模式发展售电代理客户，通过批发侧中长期交易锁定电量，赚取批发—零售价差的一部分。核心在于“量”的积累——电量越大，价差收益越高。售电公司比拼的是渠道拓展能力和客户获取效率。其关键成功要素在于广泛的渠道网络和居间人体系、与发电企业的长期合作关系以及快速签约客户的销售能力。
在传统模式阶段，售电公司更多扮演着电力中介的角色。部分激进型售电企业，甚至全年仅开展一次年度批发市场购电操作，其余时间完全放任市场波动，只要多数时候赌对价格走势就能盈利。这类企业的重心并非管控购电端的交易风险，而是全力拓展合作渠道、对接居间服务商，尽可能多签约用户电量，以此获取收益。在交易机构与监管层面看来，这类售电公司并非真正参与市场化交易，本质上只是衔接发电企业与用电客户的中介机构，赚取的是信息与电量撮合的服务费。为避免中介收益过高、不合理牟利，全国各省份陆续出台售电利润上限管控的配套政策，将售电中介收益限定在合理区间。
步入现货与市场化分时并行的新阶段，电力交易已演变为双边高频的概率博弈。随着批发侧现货常态化、零售侧定价市场化，售电行业规则全面重构，企业需直面双边、高频、概率叠加的多重风险。售电公司面临的风险已有所转变：
比如价格风险，批零价差波动极大，批发侧现货受供需、天气、突发情况影响涨跌剧烈，零售若执行固定或小幅浮动电价，极易出现价差倒挂。
再比如电量风险，负荷预测无法做到完全精准，工业用户停产检修、算力负荷突变、极端天气及分布式光伏扩容，都会造成供需失衡，核心用户用电波动是售电企业主要潜在风险。
还有合约风险，长期看零售合同难以完全传导批发侧价格、对冲量价风险；短期多数省份对零售分时电价、电量占比、限价利润等设置多重管控，行政化分时规则还会造成批零侧峰谷时段错配，带来时间维度的套利亏损风险。
在此背景下，笔者认为，售电企业未来面临的出路可分几种：
第一，无交易能力的售电企业或将被市场淘汰：依旧沿用传统模式，仅开展常规月度年度交易、依赖市场运气的被动交易型售电公司，抗风险能力薄弱，极易被市场出清。这类企业后续大多只能转型做渠道服务商赚取佣金，或仅布局长协业务，将现货交易委托专业机构操作。
第二，有部分交易能力的售电企业以生存为核心，仍存在明显风险敞口。部分交易能力售电企业已具备负荷预测与现货交易实操能力，可通过用户建档、行业画像聚类、定制零售套餐、用户侧负荷管控、批发侧量价预判、动态仓位管控，实现全流程交易管控。但受限于信息壁垒，售电方无法获取电网拓扑、机组检修、潮流分布等核心运行数据，只能依托历史数据推演价格，现货价格预测准确率仅10%—20%；即便用户负荷预测准确率可达90%—95%，仍存在5%—15%的现货风险敞口，这也是现货市场的固有特性。且日前交易申报完成后，若无日内调节工具，企业只能被动承受实时市场价格波动带来的结果。
第三，主动交易型售电公司不仅能基于预测做仓位调整交易，更具备了主动干预的能力。即通过调节自身负荷池中的灵活资源，改变实际用电量，从而修正预测偏差，甚至实现主动套利。比如，图迹科技已经进化成一家这样的企业。而多数民营售电企业则属于价格接受者，难以凭借自身规模影响批发侧电价，电量池因此成为其核心调控工具。
可以看到，目前，售电公司约90%的基础电量仓位，仅贡献20%的收益；而看似占比很小的10%—20%的灵活电量（在无交易能力模式下即为偏差电量），却能决定80%的利润，甚至直接引发亏损。在新型电力系统背景下，新能源大规模接入放大了现货市场波动，市场定价逻辑已彻底转变：不再是传统模式下依托差价合约、以火电边际成本定价的简单机制，而是演变为差价合约叠加海量新能源零边际成本申报、常规机组边际成本出清、灵活性机组逐利报价、系统运行成本兜底的多方复杂博弈。
再看目前售电行业的实际处境。2026年开年，“批零倒挂”已经从个别现象演变为常态化的行业危机。以广西为例，第一季度全行业累计亏损接近8亿元，1月份批零价差超过44元/兆瓦时，意味着每卖1度电就要亏4分多钱。贵州市场同样不容乐观，前两个月亏损已超4000万元。这些数字清晰地表明，售电行业正面临前所未有的生存压力。
那么，“批零倒挂”究竟是如何形成的？笔者认为，具体分为三个层面：
首先，在成本端，煤炭等一次能源价格的上涨和新能源带来的现货市场波动，导致售电公司的购电成本出现刚性上涨。
其次，价格传导机制失灵。过去签订的长期固定低价合同，以及用户“市场等于降价”的惯性思维，使得成本无法向零售侧有效转移。
最后，还要归咎于行业内部的非理性竞争。大量民营售电公司为了生存，陷入“低价抢单”的恶性循环，风险被不断累积，最终在成本压力下引爆危机。
在正常情况下，售电公司有履行合同的法律义务，并且通过缴纳履约保函来保证这一点。这是市场运行的基础。然而，在危机期间，情况发生了变化。监管部门并未建立风险共担机制，而是严格执行结算规则，这使得常规的履约要求，异化为要求售电公司独自承担全部亏损的“隐形兜底”。本质上却是将市场风险全部转化为售电公司的经营风险。其根本原因在于“保供”这一行政目标的优先性。在电力供应安全面前，其他目标都可能被让步。要求售电公司履约，是保障用户侧稳定的最便捷路径。但这种做法，实质上是一种责任转移，将本应由整个市场承担的系统性风险，全部压在民营售电公司身上。他们被当成了电力市场波动的“缓冲垫”，这是一种典型的“权责失衡”。
与要求企业承担无限亏损形成鲜明对比的是，当企业盈利时，监管部门却有非常明确和普遍的限制政策。无论是贵州的全额回收，还是河南高达85%的返还比例，
抑或陕西和广东的分成模式，本质上都为售电公司的盈利设置了一个明确的“天花板”。这意味着，售电公司通过专业判断和风险管理获得的超额收益，并不能完全归自己所有。这对售电公司的商业模式和风险管理能力都提出更高的要求。就限制售电公司的利润而言，监管部门的初衷是为“让利于民”，防止企业超额套利。但现在来看这种做法的负面影响也是巨大的。这是因为其违背了“风险与收益对等”的市场基本原则。
当市场下行时，售电公司的亏损是没有“地板”的，被称为“强制履约，无限亏损”；而当市场上行，其盈利空间却被设定“天花板”约定，所谓防止“超额收益”。实际上， 这种“高风险、低收益”的局面，剥夺了市场主体应得的风险对价。短期看保护了用户利益，长期看却没有主体愿意承担风险，届时市场机制必然会被扭曲。其根源在于两种不同逻辑的持续“拉扯”：一边是纯粹的市场逻辑，它要求风险与收益对等，盈亏自负；而另一边则是行政目标，它强调电力作为公共产品的“保供稳价”和“让利于民”。这两种逻辑本身都有其合理性，但当它们发生冲突时，规则就会被扭曲。
2026年5月13日，广西电力交易中心下发文件，暂停执行售电公司利润限制条款（执行时间：2026年5月—12月）。原规则核心为，当售电公司当月批零价差费用超过过去12个月区内售电公司平均水平的2倍时，超出部分按1:9与代理用户分成，售电公司仅保留10%。此次暂停不是技术性调整，而是被现实逼出来的“止血”操作，即承认机制继续运行下去，市场真的扛不住了。这样，售电公司超额利润不再被强制分享，短期内可缓解现金流压力。这反映出政策制定者意识到简单的利润上限无法管理高度波动的风险，需要重构规则。
出路在哪里？理性看，必须回归权责对等的基本原则。短期内，应建立风险共担机制，分散风险。中期看，应完善价格传导机制，让价格真正反映市场变化。长期而言，则须优化利润调节方式，更多依靠市场竞争。最终还要通过政策引导，鼓励售电公司向综合能源服务商转型，开辟多元化的盈利渠道。只有建立一个权责对等、激励相容的规则体系，才能真正激发市场活力，推动电力市场化改革行稳致远。
笔者认为，当下正是售电公司引入售储联动机制的关键时机。不是想不想，而是必须得考虑了。如果售电公司的核心能力体现在负荷预测、交易策略和风险敞口管理，那么储能就是售电公司最好的调节器之一。
当工商业储能在用户侧单纯的峰谷套利资产，转变为售电公司优化交易仓位的重要灵活性工具时，其竞争就不再是储能同行之间的比拼，而是直接对标售电端的综合调仓成本与收益水平。若售电公司可调度的柔性负荷资源充足，且综合开发、交易成本优于储能，工商业储能的生存空间将被大幅挤压。对终端工商业用户而言，是否单独投资储能已不再是核心考量，其关注点最终将落脚于售电机构提供的零售电价方案，能否切实降低整体用电成本。而对于储能投资方与运营方，仅做好储能设备本身的运维调度已远远不足，还需要统筹管控交易价格、合同约束条件，以及用户负荷、分布式光伏等关联资源，而这些要素都会直接决定储能项目的实际收益水平。在与售电公司的协同层面，储能可通过优化用户侧用电曲线，减少偏差电量及相关考核成本，从而在零售侧结算中获取间接收益。例如，在执行偏差考核较严格的地区，可将储能作为交易策略的风险对冲工具，在交易结果出现偏差的时候快速响应，有效降低甚至消除偏差电量，从而减少偏差电费支出，并在用户与售电公司之间形成收益分成机制。同时，也可考虑将储售、光储售一体化运营作为主要商业模式，以此降低售电公司的购电成本，增强售电服务竞争优势。
“售储联动”虽为必由之路，但落地仍存在多重核心壁垒，其中包括：
一是利益分配机制不清晰：储能投资商、售电公司、用户的分成比例、风险承担、成本分摊无统一标准，现货套利亏损、电池损耗、运维成本的权责划分极易产生分歧。特别是售电公司和储能投资商不是一家的情况下，如何形成合力挑战重重。
二是交易合规与调度壁垒：现货市场规则复杂，储能充放电调度权归属、电力交易备案、双向结算、偏差电量核算的合规性问题突出。
专业运营能力缺失：现货价格预测、多场景交易策略、储能智能调度、全流程结算，需要电力交易+储能运维的复合型团队，中小储能投资方能力建设不足。
三是政策配套不完善：多地尚未明确工商业储能参与现货、容量补偿、辅助服务的准入规则，部分地区存在交易壁垒。
要攻克上述壁垒，须从模式设计、合规运营、政策适配、技术赋能四个方面落地：
一是标准化合作模式，采用“基准价保护+现货套利分成”模式，设置用户电价兜底、亏损由售储方承担、收益按比例分成，锁定三方权责；二是打通全市场交易通道，依托售电公司资质，实现储能全量参与现货、中长期、辅助服务、绿电交易；三是强化智能调度运营，搭建电力市场价格预测、储能充放电优化、收益核算一体化系统，适配现货高频波动；四是深度绑定工商业用户，实现储能、售电、用户负荷一体化管理，打造 “用电—购电—储能—交易”的闭环服务。
综上，在电力现货市场化全面推进的时代，不实施“售储联动”，工商业储能就无法实现收益多元化、无法对冲市场风险、无法保障投资回报。“售储联动”不是可选项，而是让工商业储能活下去、活得好、实现规模化发展的必选项，是行业从野蛮生长走向精细化、市场化、生态化发展的核心转折点。
投资方视角下的工商业储能业务经
在携手资方推进中小型工商业储能项目落地的过程中，笔者对工商业储能的投资价值评估形成如下切身体会：
工商业储能业态的演变是一个从一次性交付走向长期运营的进化过程。首先是市场范式的转变，即从“项目导向”走向“资产导向”。传统的项目思维，拘泥于一台台孤立的、冷冰冰的设备；而资产思维，则立足于工商业用户真实需求和实实在在的电站。这两种标定物的差异，决定了业务逻辑的本质不同。
第一，无论处于产业链的上游、中游还是下游，项目已从一次性项目式交付，转变为伴随用户长达10至20年的长期运营与优化。EMC（合同能源管理）协议期限短至10年、长达20年，决定其绝非“一锤子买卖”。第二，单一的峰谷套利收益模式正在向多元收益叠加结构演进——峰谷套利、需量电费降低、需求响应、现货价差套利、售储联动、绿电消纳提升等，正在构成分布式储能资产的全收益图谱。
第三，从“交付即完结”到“投运即开始”。对资产而言，交付投运的那一刻，真正的挑战才刚刚开始。运营优化的能力直接决定了资产的长期收益水平，也会影响将来资产出售的溢价水平。第四，从“单一主体”到“多主体协同”。电力市场改革引入了更多角色、更多主体和更多商业模式。这注定不是单一主体能够独立完成的任务——必须实现逻辑统一、数据可信、多方共赢。
金融机构的投资评估困境映射出重构中的行业认知。站在投资方的视角，行业正在经历一场评估模型的重构。与金融机构沟通时，项目企业普遍存在两个核心困惑：一头是确定性收益（峰谷套利、需量降低等）在风控模型中被迫打折；另一头是不确定但可能到来的收益（需求响应、现货价差等）在早期投资模型中完全无法入账。这与传统“既要……又要……还要”的资产逻辑相反，形成了“既不……也不……还不”的收益困境。而从大类上看，储能收益拆解为表后与表前两块。表后收益以峰谷套利、两部制电费需量降低为典型；表前收益则以需求响应、现货市场、辅助服务等为主要收益品种。前者已趋成熟，后者仍有待市场机制进一步完善。
再来看工商业储能投资与运营商的三层系统性核心能力：
首先是在技术层面，也就是系统级重构能力。许多早期建设的储能系统，在架构设计上并未面向多主体协同和市场化场景。真正的技术能力要求，是一种能够灵活适应24小时分时机制、96点价格信号、多日连续运行等复杂约束条件的动态变化重构能力。
其次是在结算层面，即如何建立多方可信的价值确认机制。当用户、售电、光伏、储能四类角色被汇集到同一场景时，核心问题即浮出水面：各方何以彼此互信？何以认定某项收益是由储能运行而非其他因素带来的？这离不开一套完整的技术与结算体系。
再次是在商业层面，即储能如何掌握主力的定价权。这是当前最迫切的能力缺口。储能需要尽快通过技术与结算能力的构建，获得足够话语权，成为多方协同中的“主力调节力量”，进而掌握定价权，是其商业模式设计的核心命题。
站在2026年5月的时间节点，市场一线已深切感受到：越来越多的投资方已按下暂停键或选择离场。这恰是挑选优质客户、拓展优质项目、谈商业机会的最佳时机。
首先应有选择、有策略地筛选标的。比如，摒弃体量过小的项目。体量过小（如仅含2—3台储能柜）的项目，在2024年因回收期短而备受追捧，但如今风险急剧放大。其一，管理成本高。以浙江、江苏为例，一个项目需增加6万至8万元的前置投入（安全“三同时”评价），对于一个1兆瓦时的项目而言，意味着每瓦时增加6至8分的初始成本；其二，规模效应弱。储能容量配置在统计意义上与企业规模、用电量正相关，小体量项目的降本空间极为有限；其三，企业面临存续风险：在当前经济周期下，中小型企业的持续经营能力存在较大不确定性。这类企业数量庞大，有必要引导其自建光储项目以满足自身降碳需要。
其次应精选区域与用户。行政分时电价政策的调整并不意味着“天塌了”，而是一个市场化的渐进过程，比如广东、浙江等省份在实施零售定价时，已先形成“一口价”，在此基础上保留峰平谷时段的上下浮比例；而无论分时电价还是非分时电价，核心差异在于电价形成机制，即市场化定价还是行政定价，而非电价本身；而江浙沪粤等负荷大省，在未来2至3年内仍值得坚定投资。光伏行业流传一句话——“立项那一刻决定项目的一生”，这对工商业储能同样适用。
工商业储能行业的产业波动周期越来越短，行业的理性发展需要理性的开发，投资与运营商、非理性或者投机的选手的“出清”，其实是有利于行业良性健康发展的。那么接下来谁将被淘汰？谁将获得奖励？
首先看目前正在被市场淘汰的主体——
• 只会拿项目、靠居间费和分成比例吃饭的开发商和投资商。业主正在变得越来越专业，开始关注分成基数如何构成、安全与场地保障、设备可靠性、投资商和设备厂商信誉稳定性等综合维度。
• 重交付、轻运营，仍以传统逻辑向客户呈现投资方案的从业者。
• 短期收益导向，只看当下能否保障渠道与合作方利益的短视玩家。
• 对单点能力过度依赖，缺乏系统性思维的传统从业者。
再看正在被市场奖励的主体——
这类主体应该是最终应该存活下来的玩家，也是行业需要的理性玩家，包括：
• 能够系统性把控项目的全局型选手；
• 拥有长期资产管理思维的专业机构；
• 具备从项目开发到并网、交易全周期风险管控能力的团队；
• 能够团结各方、把不同角色汇聚到同一张“牌桌”上的生态构建者。
在工商业储能演进的过程中，能力模型也在悄然改变，这里同样有正在“失效”的能力以及真正稀缺的能力。
其中，正在失效的能力包括：
• 过度强调单点设备参数（价格、性能）的单一竞争策略；
• 依赖Excel和经验公式进行收益测算的传统方法；
• 认为“项目并网即万事大吉”的旧逻辑；
• 靠单一分成比例和容量配置进行项目评估的简单思维。
• 真正稀缺的能力涉及：
系统化评估与分析项目的复合能力；
• 七大维度决策框架（技经测算、工程技术、法律架构、运营优化、主体协同、围绕业主新业务的再开发以及低成本资金的持续获得能力）的构建与执行能力；
• 全生命周期风险管控的系统性思维。
这里，有必要对全生命周期的风险管控进行重点探讨。主要分为以下七个方面：
一是技术经济测算
核心问题：项目该不该做？靠经验公式和Excel已无法支撑多元化收益的精准测算。解决方案应关注基于企业历史15分钟级别负荷数据，建立场景化模型，量化峰谷套利、降需量、绿电消纳、现货价差等各项收益，看项目能否满足投资红线。而星纪云能是目前我看到的为数不多的从为业主降低需量电费且拿到分成收益的运营商。
二是工程技术方案
核心问题：项目怎么做？前期选址规划必须考虑：消防合规、安规要求、并网点数量与电缆敷设距离、表计通讯方案等细节成本。以上海某2MWh项目为例，其分三个并网点，需敷设200米通讯线，并对业主通行路面进行破路施工。这类细节成本若不纳入前期测算，将导致项目开工后3至6个月甚至1年的工期延误。
三是法律架构设计
核心问题：EMC合同能否结构化？规模化企业通常有独立的法务和财务部门，甲、乙方的权利归属、多方参与时的权益界定、资产未来再交易时的合规要求等，往往被市场开发环节所忽视。以某无锡某1.5MWh项目为例：企业资质、用电情况、合作条件均无硬伤，最终被搁置的原因竟是该企业使用的是集体用地，产权合规性问题将直接影响未来的资产融资与再交易。
四是运营优化评估
核心问题：企业用电结构天然是否提供“一鱼多吃”的机会？以某30MWh工商业储能项目为例，评估后降需量潜力仅约2%。此时投资方面临选择：是否要将降需量收益纳入EMC合同——若纳入，用户可能因收益过低而放弃合作；若不纳入，则将错失潜在收益。这要求对每个项目进行精细化的运营潜力量化。
五是多主体协同
核心问题：当多元主体发生利益博弈时，能否在前期将各方权责算清楚、谈明白？这直接决定了项目能否顺利推进，以及多主体合作能否长期持续。
六是围绕业主新业务的再开发
未来围绕负荷侧多元化的能源服务，不是一个单独的分布式光伏、工商业储能或者售电业务能解决的。多种能源品种的综合投资和综合运营是关键，既是用户的需求，也是运营商对冲单一业务收益不达标的工具。能源资产开发运营商，通过单一的分布式光伏投资、工商业储能投资或者售电业务与用户建立合作，建立互信，最终需要在这个应用场景落地多种能源形态，为客户提供综合能源服务，才是实现价值最大化的终极形态。
七是低成本资金的持续获得能力
这是对冲项目收益不确定风险的重要工具。对于表前的独立储能尤为重要。能源行业特别是工商业储能，受政策（如行政分时电价政策）和市场波动（电力市场）影响较大。低成本资金可以提高投资和运营商的财务韧性，帮助其在政策变化或市场低迷时保持稳定运营。最起码实现经营性现金流要保持为正。
工商业储能项目的开发、建设、运营及退出，是一个绝对的多专业整合的业态。产业生态同样在发生结构性转变，生态合作与联合作战才是未来取得成功的答案。
过去，单一主体能够把事情从头到尾串起来的时代已基本终结。在用户侧储能的未来周期内，“超级个体”几乎不存在——需要的是各主体绑在一起、联合作战。
比如，设备商的优势是产品性能、成本与规模化制造能力，愿意承担长期收益责任（如基于峰谷电价的综合责任险）；缺陷则是天然不愿承担长期收益兜底责任（部分头部厂商已在突破）。工程方的优势则体现在项目实施、并网与交付能力；缺陷在于无法负责资产长期运营优化，成本高度刚性，难以降低。而单一投资方（尤其是大型机构）的优势在于资本定价与收益管控能力；缺陷在于机制上难以构建面向用户侧的精细化运营管理能力。第三方运营方（无投资能力）的优势体现在现场运维与策略调度；缺陷在于资产非己所有，缺乏多主体协同动力。
联合作战体系的核心逻辑在于：单一主体各自决策优化，只发生在局部。以“售储联动”为例，售电方天然追求自身收益最大化，储能方同样追求储能收益最大化，在近乎“零和”博弈的过程中，局部优化反而损害总体收益。联合作战的核心是构建一套能持续优化、持续迭代、风险随时间后移的协同体系。
在联合作战体系中，星纪云能的自我定位是“架构师”——不是简单的资源叠加，而是构建总体架构，实现系统级目标一致、决策统一、协同行动。具体路径为：项目信息收集（信息归集，不承诺、不决策）→各方共同开展可行性评估与交易架构设计→精准测算，从法律合规角度做风险拆解→设计项目交易结构，将个性化诉求转化为标准化协议→实施协同各方发挥所长，有利共享、有风险共担→资产投运后由专业运营方做持续优化。
储能应用何止于工商业，万物都可“储能+”
电气化的进程给储能的应用拓展了更加广阔的场景，说“万物都可‘储能+’”丝毫不为过。从经济性的角度看，越来越多的场景已经形成技术可行且经济可行的局面，其中储能在充电场站的应用就是一个极具成长性的市场，近期与图迹科技董事长章羽的交流，让笔者感受颇深。
章羽提到在充电站行业摸爬滚打十年目睹到的共识性困惑：“建设一个储能项目得投资上百万（元），3—4年回本，操心运营不说，万一电价政策一变，有可能全打水漂。”“不建吧，在用电高峰期变压器容量又不够，扩容费用也高得吓人，看着周边同行靠储能降了成本，心里又痒。”这种纠结，随着2026年行政分时电价的取消，变得更加复杂——曾经的“峰谷价差”确定性红利消失了，储能收益变成了需要实时盯盘、动态决策的高难度操作。在章羽认知里，充电站配储，不是要不要配的问题，而是怎么配、怎么运营的问题。如果配得好，储能就是充电站的“第二台印钞机”；但若配得不好，那就是一个昂贵的“铁疙瘩”。而决定“好与不好”的关键，只有一个：AI算法。
实际上，一个典型的充电站配储场景，收益来源绝不仅仅是“谷充峰放”那么简单。可以分为三个层次：
现实情况是，绝大部分充电站配储只做到第一层，甚至第一层都做不好。因为行政分时电价取消后，连“谷”和“峰”在哪都搞不清楚了。
笔者认为，传统配储有“三大悲剧”：
悲剧一：固定策略的错配。
比如，某充电站安装了一套500kW/1MWh的储能，采用“23:00—7:00充电，白天10:00—12:00、15:00—17:00放电”的固定运行策略。然而在实际运行中，因为雨天充电车辆少，储能设施充满电后无处放电，白白浪费了循环寿命。而在晴天高峰期，却又受策略限制只能在固定时段放电，导致大量盈利机会流失。问题根源是储能策略没有与充电站的实际运营数据联动，非常固定、僵化。
悲剧二：储能与充电桩“各干各的”。
这是最常见的现象，即储能、充电桩运营各自独立、互不通信，但实际上，储能完全可以根据充电桩的忙闲状态，动态调整充放电策略，比如在充电高峰时，储能多放电以支撑更多车辆；而在充电闲时，储能设施则可以多充电以等待下一波高峰，或者在高电价时多放电替代高价的市电以降低购电成本。这一层协同，传统方案完全做不了。
悲剧三：错失“绿电溢价”红利。
越来越多的新能源车主愿意为绿电支付更高价格，但普通充电站无法证明自己提供的是绿电。储能作为“绿电中转站”，可以配合绿证交易和碳积分实现额外溢价。而传统充电站因为没有数字化的绿电溯源能力，只能眼看着这部分溢价白白流失。
把充电站变成“能源智能体”。笔者注意到，图迹推出的储能机器人实现了与充电桩的深度协同，其本质上就是把充电站升级为一个自主决策、自我优化的能源智能体。
以广东一个真实充电站改造案例来展示全过程（该站配备4台120kW快充桩+1台200kW/400kWh储能）。
改造前是毫无协同的“裸站”
月充电量：4万度
月服务费收入：约1.6万元（按0.4元/度）
月购电成本：约2.8万元（平均电价0.7元/度）
储能未配置
月净利润：约-0.3万元（扣除租金、运维等固定成本）
改造后成为AI赋能下的“智能体站”
第一步：AI动态预测电价，自动决定最优充放窗口。GeekBidder AI接入广东电力现货市场，对15分钟级电价进行超前预测（准确率95%）。储能不再是“固定时间充放”，而是每天自动分析最优策略——有时在中午光伏大发时的低价充电、在晚间高峰放电；有时在凌晨负电价时段充电、在上午高价时段放电；甚至根据次日天气预报调整策略，避开了阴雨天低负荷导致的“充了放不掉”的尴尬。效果就是使储能单日充放次数从1次提升至2—3次，峰谷套利单日收益从200元提升至450元。
第二步：AI驱动动态定价，用低价电吸引海量用户（核心亮点）。图迹AI将储能系统与充电桩实时联动，创造了一个“低价磁铁”效应：当储能电量充足且电价低时：充电桩自动降低服务费（甚至打出“0服务费”限时优惠），并在“图小记”APP和现场语音播报中实时推送：“现在充电，每度电仅0.5元，比周边便宜0.3元。”当储能需要放电获利时：充电桩适当提高服务费，引导部分对价格不敏感的用户错峰，同时保证充电站整体收益最大化。 用户通过“图小记”APP可看到实时电价倒计时：“当前低价窗口还剩15分钟”，制造紧迫感，驱动用户立刻前来充电，其效果是日充电车辆从50辆提升至130辆，月充电量从4万度飙升至15万度，增长275%；服务费收入也从1.6万元增至4.5万元。
第三步：聚合参与虚拟电厂+绿电交易+碳积分，“一鱼三吃”。
虚拟电厂收益：该充电站作为一个整体被聚合到图迹虚拟电厂平台，在电网需求响应呼叫时，可短时降低充电功率或在指定时段放电。2026年一季度，通过参与广东需求响应获得额外收益2.1万元。
绿电交易收益：充电站购电时优先采购绿电，图迹AI自动将充电量对应的绿证标记并销售给有需求的用户。每度绿电可额外获得0.01—0.05元环境溢价。月均增收约0.3万元。
碳积分收益：每充1度电，碳减排约0.6kg。图迹AI自动记录、打包碳减排量并转入碳市场交易，可实现月均增收0.1万元。
三项合计月增收约2.5万元。再看看收益总对比（月均）：
综述，传统固定策略配储，因为策略僵化、没有引流能力，净利润依然是负的，储能反而成了负担。而在图迹AI策略下，储能+充电桩形成一个动态协同系统，月净利润从-0.3万元跃升至+1.7万元（年化20.4万元）。
静态投资回收期：该站储能+AI改造总投资约35万元（储能系统20万元+AI运营系统10万元+改造5万元），年化净利润20.4万元，约1.7年回本。而传统固定策略储能回本周期往往需要5年以上甚至无法回本。
更进一步看，图迹AI的“双向赋能”可为储能项目的运营带来两个质变：
一是储能给充电桩“输血”，充电桩给储能“造血”。储能低价充电时，充电桩挂出“超低电价”吸引用户，快速消耗储能电量，形成“低买高出”的完整闭环。当充电桩用户数量增加后，产生更多可预测的充电负荷数据，反过来可以帮助储能优化充放电策略，相辅相成、螺旋上升。
二是储能不再是被动的“成本项”，而是主动的“收益引擎”。在传统观念中，储能是“省电费”的工具，属于“防守型”投资。但在图迹AI体系下，储能成为主动进攻型资产——它通过动态定价引流、虚拟电厂、绿电交易，创造远超电费节省的增量收益。
在广东充电站案例中，储能创造的增量收益（价差套利+虚拟电厂+绿电碳收益）占总收入40%以上，而引流带来的充电量增长贡献了更大的增量收入。
站在2026年的节点，充电站业主应该获得一个“新收益公式”：
其中，动态定价驱动的充电服务费收入是最具爆发力的部分——通过储能创造低价窗口，吸引海量用户，把充电站从“坐商”变成“行商”。这部分收益的提升往往可达数倍。
现在笔者所在的企业正在用昆仑电池制造的可循环15000次安鑫300储能产品，联合图迹在越来越多的充电站帮业主赋能，为客户的财务模型保驾护航。
对“能源即金融”的思考
2025年底，国内能源资产融资领域发生了三件标志性事件，间隔不到一个月，却共同揭示了一个正在重塑整个行业格局的真相。
第一件事：2025年12月29日，杭州某能源发展有限公司作为原始权益人的“新能源持有型不动产资产支持专项计划（碳中和）”在深交所成功设立。这是国内首单工商业分布式光伏机构间REITs，底层资产约130MW，分布在长三角、珠三角及华北地区，期限24年。
第二件事：2026年4月，财通资管—阿特斯持有型不动产资产支持专项计划（碳中和）在上交所成功发行。这是全国首单以储能电站为基础资产的机构间REITs，底层资产为甘肃省酒泉市200MW/800MWh电网侧独立储能电站，发行规模约4.5亿元。
第三件事：融资租赁公司针对电网侧储能业务和工商业储能业务，纷纷推出经营性租赁的表外融资方案。
一个是分布式光伏，一个是储能；一个是百兆瓦级别，一个是吉瓦时级别。表面看是两类资产的分别破冰，深层里却是同一个逻辑在驱动：能源行业正在经历从“制造业”到“金融服务业”的身份转型，而这场转型的“入场券”，是“开发—投资—运营—退出”的完整闭环能力。
无论是分布式光伏与光储，还是大型风电光伏电站，有一个区别于绝大多数实物资产的显著特征：它们能产生长达15—25年、相对可预测的现金流。这也是金融产品最核心的底层逻辑。高速公路的收费权、写字楼的租金、高铁的客票收入——这些资产之所以能够证券化，本质上都源于同一个原因：它们能产生长期的、相对稳定的现金回报。能源资产同样如此，甚至更强：光伏有日照就能发电，储能谷充电峰放电就能套利，底层逻辑不依赖运营者的主观努力，而依赖物理规律和电价政策。当然目前的电力政策正被视为一个不确定性因素。
然而，能源行业长期被排斥在主流资本市场之外，其问题不在资产质量，而在资产的标准化程度太低。每一个项目的合同结构不同、设备选型不同、接入条件不同、收益模型不同。而工商业储能更复杂，作为与企业负荷重度绑定的业务形态，企业的运营情况会对储能的利用效率产生直接影响。这就像一万套装修风格各异的房子，虽然都能收租，但没有统一的产权登记、没有标准化的收益评估体系，就无法做成“租金REITs”上市。
上述两个储能REITs项目的意义，在于它们恰恰证明了分布式能源资产是可以被标准化、被证券化、被纳入主流资本市场的。 这不是两家公司的成功，而是整个行业资产化逻辑的一次集体验证。
那么能源资产为何必须走REITs路径，这就要回归到当前能源行业的融资结构困境。能源转型是一场以“万亿”为计量单位的资本战争。仅以储能为例：根据行业测算，到2030年中国新型储能累计装机容量预计超过370GW。如此量级的资本需求，投资企业靠银行信贷“一条腿”走路，撑不住也撑不久。投资商自有资金毕竟有限，持续做大规模就必须出表（即将资产从资产负债表中剥离——编者注）。大多数企业尚不具备央企的天然资金充裕的属性。
而银行融资的门槛和挑战不容小觑：
第一是期限错配。银行给能源项目的贷款通常5—10年，而能源资产的物理寿命是15—25年。这意味着借款人在第5年、第10年面临续贷窗口，而彼时的银行政策、利率水平、授信额度都是未知的。
第二是抵押物逻辑的失效。银行喜欢的是“有地有房”的抵押逻辑，能源资产是“无形的电力输出”——其不能被扣押、不能被查封、不能被实物接管。当开发商违约时，银行对储能电站的执行成本极高，这导致银行对能源资产的抵押率偏低。
第三是“重资产=高负债=低评级”的连锁反应。 一个重仓持有吉瓦级储能资产的开发商，资产负债表会非常难看——负债率高、评级被压、融资成本上升。这会反向压缩它的项目获取能力和市场竞争力，形成“越持有越弱”的恶性循环。
REITs打通了权益性融资通道：资产从开发商的“表内”移出，装入REITs的“表外”，开发商保留运营管理权，但不再承担资产端的债务压力。对于开发商而言，这意味着“资产出表、杠杆下降、评级改善、新项目获取能力提升”的正循环；对于REITs投资人而言，他们获得的是透明可验证的稳定现金流，而非一家高杠杆能源公司的股权风险。
REITs已经不只是融资工具，它是能源企业商业模式的根本性重构。在传统模式下，能源开发商的商业逻辑是：开发资产→投资持有→电费收入→再开发资产。这是一个无限循环的“加法游戏”，每一次扩张都在加重资产负债表的资产负债率，每一次收缩都面临资产减值风险。本质上，开发商承担的是资本性风险，而不是运营性价值。而在REITs模式下，能源开发商的商业逻辑则变成：开发资产→培育资产→装入REITs→作为运营商持续收取管理费。其从“重资产持有者”转型为“轻资产服务商”，核心能力从“融资和拿地”变成“资产开发和运营管理”。资产管理公司的价值定价会远超重资产持有方。
这个转型的意义远超财务层面。它意味着：
•开发商的估值逻辑变了：不再是“持有多大规模的装机”，而是“每年能开发和交付多大规模的REITs级资产”——这是可规模化、可预期的服务收入，而非不可预测的资产增值。
•开发商和投资人的利益第一次真正绑定：开发商持有的REITs份额越多，资产运营得越好，REITs估值越高，自己的利益才越大。这彻底解决了“卖给投资人后就不管了”的道德风险问题。
•行业进入壁垒大幅提高：不是任何有钱的开发商都能参与这场游戏——能跑通REITs闭环的企业，必须同时具备优质项目开发能力、数字化运营能力、金融机构信任和REITs申报经验四项能力，且这四个能力缺一不可，一旦建立，“护城河”极深。
而经营性租赁作为储能资产表外化的另一种渠道。对于能源资产管理商来说，或许是在跑通REITs闭环之前的一个较好的或者次优选择。
储能资产的价值在于运营，而不是持有本身。一个储能项目能不能赚钱，取决于充放电策略、峰谷套利精度、基于负荷预测的需量管理、辅助服务市场参与能力——这些都是“运营能力”的体现。设备在谁手里不重要，重要的是谁在运营这个项目。
经营性租赁把“设备所有权”和“运营权”分离，正好契合了储能资产的这一本质特征。对终端客户（业主方）来说，降低了项目实施门槛，得以快速部署；工商业业主（工厂、医院、数据中心）安装储能最大的门槛是一次性资本支出。经营性租赁把这个门槛变成每月运营成本，即业主不用买设备，而是每月支付固定的“租金+服务费”。储能带来的综合收益，扣除租金后仍有盈余——这才是真正的“零门槛省钱”。项目租约期满后可以续租、可以买断、可以升级，灵活度高对于业主而言，储能从一项“资本开支决策”变成一项“能源管理服务订阅”，决策难度大幅下降。对储能开发商：轻资产跑规模，不用等REITs就能变现。
当前大多数储能开发商的困境是：项目建好后，若想卖给国资基金，但尽调周期长、压价厉害；若想自己持有，资金压力又大。
经营性租赁提供的中间路径体现在：开发商把建好的储能项目出售给金租公司，快速回笼资金。金租公司持有资产所有权，开发商作为运营方继续管理储能系统，按月收取运营管理费。开发商用回收的资金去开发下一个项目，实现“滚动开发、滚动运营”的轻资产模式。但有一个前提是运营商需要真正取得金租公司的信任，除非运营商是一个“强主体”。
经营性租赁和REITs，都是表后能源资产“开发—投资—运营—退出”闭环上两个不同成熟阶段的退出工具：
第一阶段（现在—2027年）：以经营性租赁为主要退出通道。项目建成（项目建设前，经营性租赁公司就已实际介入）→金租公司收购/融资→运营商继续运营→按月支付租金。优点是快、灵活和门槛低；缺点是“融资”而非“退出”，资产仍在表外循环。
第二阶段（2027—2028年后）：以REITs为主要退出通道。当储能项目积累了足够的运营数据（24个月+），收益结构被市场验证。运营商将成熟运营的项目包装入REITs，实现真正的“资产出表+永久退出”。经营性租赁中表现好的项目，可以作为优质底层资产优先申报REITs。“两条腿”走路，缺一不可。没有经营性租赁，开发商撑不到REITs条件成熟的那一天；没有REITs，经营性租赁只是把“表内项目”包装了一下，并没有真正解决资产长期持有和退出问题。
在当前阶段，工商业储能开发商应优先与金租公司建立战略性合作关系，把“经营性租赁合作框架协议”作为项目的标准退出路径之一。同时，逐步建立面向REITs的资产标准化体系，即从最初启动时就用REITs尽调标准去开发项目和管理资产。每一个项目的技术参数、合同结构、收益模型都必须对齐同一个标准。因为这些项目最终会被打包成金融产品，标准不统一就意味着尽调成本将被无限放大。
储能资产管理商把“运营能力”当成核心竞争力来建设。在经营性租赁模式下，金租公司最担心的不是设备价格，而是“这家运营商能不能把储能运营好”，这直接决定了租金能不能按时收到、资产残值还有多少。
一句话总结：经营性租赁对于工商业储能最大的价值，不是“借钱”，而是把储能从“重资产持有游戏”变成“轻资产运营服务”，让开发商不用等REITs就能滚动起来，让业主不用掏首付就能用上储能，让金租公司成为行业资产标准化进程的推动力量。这是储能行业从“制造业”走向“金融服务业”的必经中间站。
2025年9月，国家发改委发改办投资〔2025〕782号文明确将储能设施纳入基础设施REITs申报范围；同年底发布的REITs项目行业范围清单（2025年版），将风电、光伏、储能、充电基础设施全部纳入。这意味着制度层面的障碍已基本扫清。
笔者有一个大胆的猜想就是：分布式光储一体化应该是未来天然的REITs友好资产。光储一体化，本质上是把两类资产的优势叠加：光伏提供稳定的基底收益（固定上网电价或自用电费节省，现金流可预测、可建模），储能提供弹性增值收益（峰谷套利、需求响应、需量管理、辅助服务）。光伏收益的稳定性，为储能收益的波动性提供了一个天然的“安全垫”，即使储能运营策略未能达到预期，光伏部分的稳定现金流仍然可以覆盖REITs的本息分配要求。而储能又给分布式光伏插上调度的“翅膀”，实现收益的正向提升。
从“光储分离”到“光储融合”，或许是工商业储能走向REITs的终极融合路径。其既能让储能资产借助光伏的稳定收益“借船出海”，也能让REITs投资人在可接受的风险水平下配置储能资产。当储能资产的运营数据积累到足够年限（预计2027—2028年后），纯储能REITs的条件将自然成熟，届时光储融合的底层资产可以选择分拆或继续持有。
总之表后能源资产就是一场服务与金融的活动。这不是预测，而是正在发生的现实。
新时期需要什么样的储能产品与解决方案
行政分时电价的取消或调整，本质上是电价形成机制从“行政定价”向“市场化定价”的根本转换。这对储能产品与解决方案提出了截然不同的新要求即：不是“能不能跑起来”，而是“能不能在不确定的市场里持续跑赢”。好的储能产品与解决方案的价值锚点会体现在以下几个方面：
第一，电芯衰减：从参数竞争到全生命周期价值管理。
摩根士丹利在一份题目为《Power: Changing Face with AI》的研报中曾专门论述关于电芯衰减指标对于电动车以及储能系统的价值表现。该研报指出，在商用储能市场中，我们认为每循环成本（即每充放一个循环的成本——编者注）比单纯的每千瓦时成本更具参考价值，因为它直接反映了电池在全生命周期内的经济效率。而控制电池衰减，正是打造具有竞争力的每循环成本产品的关键。随着电池衰减，其功率和能量容量都会下降。能量衰减越快，电池寿命就越短，经济效益也越差。例如，若车用电池在1000次循环后能量衰减30%，就意味着电动卡车或巴士的续航里程将减少约30%，储能系统的收益也会相应下降约30%。
在工商业储能的行政分时时代，电芯选型依据的是初始效率和初始成本；而市场化时代，选电芯则主要依据衰减曲线和全生命周期收益贡献。在10—20年的EMC协议周期内，电芯的日历衰减与循环衰减将持续侵蚀资产的实际可用容量。
以下三个维度正在成为电芯选型的关键指标：
首先是循环寿命的真实性与可验证性。市场上大量产品标注“循环次数6000次、8000次甚至10000次”，但这些数据往往基于100% DOD、25℃环境、0.5C倍率等理想测试条件，与真实运行工况相差甚远。在市场化时代，设备商须能提供基于实际运行工况的衰减预测模型，而非实验室数据。能否出具真实项目衰减曲线报告，将成为投资方筛选的重要门槛。同时，是否可以写入技术协议且明确不达标的兜底条款显得越来越重要。
其次是宽SOC窗口与灵活调度空间。传统储能系统SOC运行窗口通常锁定在10%—90%，留给运营策略的调度空间极为有限。市场化场景下，峰谷时段不再规律，有时甚至出现负电价时段——储能必须具备随时“满充满放”的调度能力。这要求电芯在更宽SOC（State of Charge，即荷电状态——编者注）区间内保持稳定循环，具备宽温域、低衰减特性的电芯将在策略适配性上显著胜出。
再次是衰减担保与资产运营期匹配。
10年EMC协议对应的是10年内电芯始终满足投资红线收益。这不是简单的一纸质保承诺，而是需要有实际财务支撑的衰减担保机制。新能安针对15000次循环的昆仑电池形成的储能系统集成方案，为客户提供系统在实际运行工况下的15年逐年衰减，是解决方案一次进化的结果，这不是“卷”的结果，是对技术有底气，对客户闭环承诺的体现。另一个价值就是项目在收回投资的5—6年之内，可以将累计衰减降至最低，进一步增加对电量的吞吐能力。这一系列能力整合对资产融资、收益优化以及资产出售价值的影响显著。通过将电芯衰减与资产收益挂钩，这将是市场化时代的主流方向。
第二，设备厂家长期可存续性：从采购思维到生态思维。在行政分时时代，选设备商看价格和性能参数；在市场化时代，选设备商看的是企业能不能活过这个资产周期。未来2—3年，大量储能品牌将从市场上消失，这已经是行业共识。对于签订10—20年协议的投资方而言，设备商的存续能力直接等同于资产安全。质保和售后的可持续性无论如何重视都不为过。
第三，电芯与核心部件的自研能力。依赖外采电芯或3S/4S核心部件的设备商，在供应链波动和价格战中处于极度脆弱的位置。一旦核心部件断供或质量失控，设备商既无法快速响应现场问题，也无法兑现长期服务承诺。电芯与核心部件的自主研发能力深度，直接决定设备供应商在极端市场环境下的生存概率。
第四，供应链韧性与产能结构。2024年，碳酸锂价格大幅波动，引发储能电芯价格剧烈下行，大量依赖外采电芯的设备商陷入成本危机。而拥有自有电芯产能或深度绑定头部电芯供应商的设备商，在本轮周期中展现出了显著的抗风险能力。市场化时代，供应链的纵向整合深度将成为重要竞争力。
第五，服务网络的密度与响应级别。储能设备故障处置与光伏有本质区别：涉及安全性风险，一旦出现异常，第三方运维无法替代原厂快速介入。设备商必须在主要市场区域建立24小时级服务响应体系，而非简单外包给渠道商。这是投资方在合同谈判中越来越频繁提出的刚性要求。
第六，财务健康度与股东背景。设备商的财务稳健性在市场化时代将成为越来越重要的选择依据。拥有强大股东背景、充裕现金流、健康负债结构的设备商，才能在长周期内持续兑现服务承诺。已经有投资方已开始将设备商的企业评级和股东背景纳入供应商评估体系。
第七，EMS进化：从执行终端到智能决策中心。在行政分时时代，EMS是“听话的执行工具”，即按预设时段机械充放电；在市场化时代，EMS则必须是实时决策的智能中枢。
例如分钟级策略更新与毫秒级本地响应。随着现货市场推进，电力价格将以30分钟、15分钟乃至5分钟甚至更短的粒度滚动更新。传统EMS基于小时级策略的响应速度，将导致大量收益流失。后行政分时时代的EMS，须具备分钟级策略更新与本地秒级甚至毫秒级响应的双层架构——策略层接收实时市场信号，执行层在毫秒内完成充放电指令。
再如多源数据实时接入与融合。市场化定价依赖实时电价、电网调度信号、用户侧负荷预测、光伏出力预测等多维信息。EMS须具备与电网交易平台、售电公司交易系统、气象数据平台等的多方实时数据互通能力，才能在瞬息万变的市场中做出最优调度决策。数据接口的开放性和标准化程度，是这一能力的基础。现在专业的运营商已经自研EMS云平台乃至本地硬件，开始摈弃设备厂家提供的EMS，这个趋势后期会更加凸显。
此外还有多元收益场景的协同优化引擎。峰谷套利、需量管理、需求响应、光储协同、现货价差套利、售电联动、绿电消纳提升等，这些收益场景在同一套储能系统中同时存在、相互耦合，且存在零和博弈的可能。EMS需要具备多目标协同优化能力，系统性地给出最优策略，而非单一策略的机械叠加。
第八，联合作战意愿。合作主体是否能与投资方站在一起，具备共同价值主张，联合开展市场开发，并确保开发数量、质量与效率。投资商和设备供应商已经是“一条船上的伙伴”，彼此之间需要互为形成“六边形战士”的合作关系，在不同维度上互为补位，包括但不限于技术指标、交付能力、价格与账期等。
第九，面向场景的解决方案交付能力。工商业储能应用的场景越来越多，比如工商业场景、光储充站场景、移动储能车、算力中心的算电协同、零碳园区，以及目前很火的绿电直连项目等。在这些场景中，储能的优势在于，其在高绿电渗透率的场景中能够发挥保障和优化电能质量的重要作用。因此，能否提供不同应用场景下响应客户需求的储能解决方案，将会充分过滤掉能力不足的供应商。
九、肩鸿任钜踏歌行，功不唐捐玉汝成
工商业储能的未来，不在于单点优势的绝对化，而在于能否找到合适的合作伙伴，形成联合作战的生态体系。
设备商须从一次性交付回归到长期验证产品价值的赛道，不断迭代产品、提升产品力和解决方案交付能力；工程方须从单纯的交付角色，转变为整个资产体系中的一环；投资方须持续迭代和修正自身投资模型与评估框架；运营方须成为资产价值的持续守护者与创造者。
秉持这一理念，再看工商业储能赛道，短期之内，谨慎乐观；长期来看，值得坚定看好。笔者想说的是，“孤狼”难以成事，唯有协同，才能实现储能事业的长久可持续发展。
最后，引用2025文章中的诗句自勉与共勉：肩鸿任钜踏歌行，功不唐捐玉汝成。纵使中途有人离场，但未来终会如期而至。热爱、专注和专业，终将会带着我们奔赴光明的未来。
（马金鹏 作者系厦门新能安科技有限公司储能事业部中国区总裁 ）
