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工商業配儲
1、商業模式
短期內通過固定峰谷價差和需求響應獲取收益，中長期探索動態的分時價差套利、減少用戶容量電費、通過虛擬電廠參與電力市場等獲取多元化收益。
2、政策機制
1)現階段(2025-2027年)
合理拉大峰谷價差。短期內峰谷價差套利仍將是工商業配儲主要收益來源建議峰谷價差較低的省份根據實際需求合理拉大峰谷價差。
完善需求響應機制。合理設定需求響應補償費用水平，將需求響應分為日前需求響應和實時需求響應，給與實時需求響應更高的補償力度，體現分布式儲能靈活、快速響應的性能優勢。
提高政策持續性。建議工商業配儲大省在制定或修改分時電價或現貨政策時考慮工商業配儲的政策過渡需求，如通過細化分時電價峰谷時段、設定合理的浮動范圍等方式盡可能使工商業配儲保持較穩定的收益。
健全安全與技術標準。制定分布式儲能設計、施工、運維全流程安全規范，重點規范鋰離子電池的防火、防爆及退役管理。建立鋰電池儲能設備性能認證制度，對效率(≥85%)、壽命(≥10年)、衰減率(≤3%/年)等關鍵指標實施準入管理，淘汰低效落后產品。
2)電力市場完善階段(2028-2030年)
建立用戶分時電價的動態調整機制。在電力現貨市場連續運行后，推動根據現貨價格信號動態調整峰谷時段劃分;充分發揮電價信號作用，改善用戶用電特性，緩解電力供需矛盾、保障電力安全供應、提升電力系統整體利用效率。
分布式光伏配儲
商業模式
短期內源側分布式光伏配儲主要通過配合分布式光伏參與電能量市場獲取收益，荷側分布式光伏配儲主要通過減少分布式光伏棄電，在沒有棄電的時段通過峰谷電價套利獲取收益，中長期探索源側分布式光伏配儲聯合參與輔助服務市場以及綠電、綠證市場，荷側分布式光伏配儲參與電能量市場、輔助服務市場，以及合理評估其碳減排價值。
政策機制
1)現階段(2025-2027年)
探索配儲的源側分布式光伏容量價值。建議根據分布式光伏配儲比例及發電曲線形態，評估儲能容量價值，允許分布式光伏參與發電側容量電價核定，給予配儲的分布式光伏更高的容量電價，體現分布式儲能平抑分布式光伏發電曲線的作用。
推進分布式光伏參與電力市場?，F貨實現長周期運行后，建議降低參與現貨市場的市場主體功率等級門檻，推動分布式新能源以聚合或直接的方式參與電力交易或接受市場價格，引導分布式新能源用戶主動配儲。
2)電力市場完善階段(2028-2030年)
適當拉大現貨價差。源側分布式光伏作為發電端，與工商業用戶電價相比，價差空間較小，經濟性較差。建議完善現貨市場，放寬電力現貨市場限價，適當拉大現貨價差。
綠電直連項目
商業模式
短期內通過自發自用減少電費和體現綠電溯源價值，中長期在自發自用節省電費的同時，作為平衡單元參與大電網的平衡，通過與大電網交互獲取收益，同時探索綠電直連項目碳減排效益。
政策機制
1)現階段(2025-2027年)
合理評估并網型綠電直連項目中儲能與負荷關系。在綠電直連項目運行超過5年后，若由于負荷經營業績下滑導致新能源和儲能無法充分利用，允許綠電直連項目中新能源和儲能與同一節點下其他負荷綁定或單獨參與市場，保障新能源和儲能收益。
加強綠電直連項目安全風險評估。綠電直連項目運營方如果沒有專業線路運營經驗，存在安全隱患，建議加強綠電直連項目安全風險評估，同時加強后期運營過程中的專業運維及風險排查。
強化財稅政策支持。鼓勵有條件的地區結合自身實際對綠電直連試點示范項目給予適當補貼，提升綠電直連項目的經濟性，激勵項目提升自發自用電量比例。
2)電力市場完善階段(2028-2030年)
探索綠電直連項目參與大電網平衡。綠電直連項目作為平衡單元，建議在自身調節能力過剩的時段參與大電網平衡，通過與大電網交互獲取收益，
探索綠電直連項目環境價值。加快推動電碳協同，將分布式新能源與分布式儲能的清潔價值通過碳市場交易變現，充分激發需求側碳減排潛力，體現綠電直連項目碳減排效益。
臺區儲能
商業模式
短期內季節性需求通過電網租賃獲取收益，長期需求通過分布式新能源租賃和電網購買服務的形式回收成本，中長期通過聚合參與電力市場，拓寬收益來源，同時探索臺區儲能環境價值。
政策機制
1)現階段(2025-2027年)
分應用場景設計臺區儲能盈利模式。不同場景對儲能需求存在較大差異，對于持續時間較短的季節性需求，采用電網租賃移動式儲能的方式，實現儲能資源的共享和優化配置。對于長期需求，在同一控制區內臺區儲能可由社會主體來投資建設，當新能源消納困難時，鼓勵分布式新能源倒送電用戶通過租賃臺區儲能，增加分布式新能源消納能力，當存在保障供電可靠性、提高電能質量、提升末端電壓等需求時，可通過電網購買儲能服務的形式提升臺區儲能收益。
建設臺區儲能運維平臺。臺區儲能規模普遍不大，且分布極為分散，運維困難。建議以市(縣)為單位，建設臺區儲能運營平臺，對臺區儲能進行統一運維和安全管理。
加強規劃引導。結合電網承載力、風光資源及負荷分布，建立臺區儲能項目審批評估機制，優先在分布式光伏“紅區”和電網末端布局臺區儲能，避免資源浪費。
給予臺區儲能與集中式儲能相同的政策支持。臺區儲能與集中式儲能均屬于電網側儲能，應享有同等待遇，如向電網送電的分布式儲能，其相應充電電量不承擔輸配電價和政府性基金及附加。
2)電力市場完善階段(2028-2030年)
增加臺區儲能收益來源。探索臺區儲能通過聚合參與電力市場(現貨市場輔助服務市場、容量市場)的規則，通過多種收益來源提升臺區儲能經濟性。
探索臺區儲能環境價值。臺區儲能可以促進臺區內分布式新能源消納，增加綠證核發量，建議合理評估其碳減排價值。
虛擬電廠
商業模式
短期內通過參與需求響應、電力現貨、調頻、備用等交易品種獲取收益，中長期探索增加虛擬電廠容量收益，探索虛擬電廠中儲能環境價值。
政策機制
1)現階段(2025-2027年)
合理設定需求響應補償費用水平。綜合考慮用戶參與成本、需求響應效果以及市場供需情況合理設定需求響應補償費用水平。
科學制定虛擬電廠的考核與分攤原則。虛擬電廠作為新型市場主體，應該按新型主體特性單獨考慮考核與分攤原則，比如不應該承擔火電的容量電價分攤。
完善虛擬電廠參與電力市場機制。完善虛擬電廠參與電力交易機制體系，細化參與電力現貨、調頻、備用交易機制，適時推動參與爬坡、無功等輔助服務。
鼓勵虛擬電廠技術攻關。虛擬電廠電價預測和負荷預測對于其參與市場制定交易策略影響較大，目前存在一定技術難點，建議給予虛擬電廠示范項目政策補貼，支持技術攻關。
2)電力市場完善階段(2028-2030年)
探索虛擬電廠容量電價機制。虛擬電廠能夠為電力系統提供容量備用、調峰/頂峰等服務，具有容量價值，建議給予虛擬電廠容量電價。但也需要考慮虛擬電廠的有效容量以及容量可信度，虛擬電廠的容量并非簡單香加各資源的額定容量，需考慮不同資源的可靠性差異，對于分布式儲能、換電站等優質資源給予更高的容量價值。
探索虛擬電廠中儲能環境價值。儲能在虛擬電廠中平抑新能源波動，減少棄風棄光，間接增加可核發綠證的電量基數，建議合理評估其碳減排價值。
充/換電站配儲
商業模式
短期內通過峰谷價差套利和充電樁動態擴容獲取收益，推動充/換電站配儲參與需求響應，中長期探索充/換電站配儲參與電力市場模式，拓寬收益來源。
政策機制
1)現階段(2025-2027年)
推動充/換電站配儲參與需求響應。積極推動充/換電站配儲參與電力需求側響應，獲取相應補貼。
強化財稅政策支持。光儲充項目中光伏和儲能的利用率受新能源汽車充電客流量影響較大，且無法將剩余電量返送電網。建議有條件的地區結合自身實際給予光儲充項目適當的投資補貼，降低項目投資風險。
2)電力市場完善階段(2028-2030年)
探索充/換電站配儲參與電力市場模式。允許充/換電站配儲向電網返售電力，通過充/換電站配儲與電網的雙向互動，提升儲能利用率及經濟性。