工商业储能收益渠道目前最重要的包含峰谷套利、需量电费管理、动态增容以及需求响应等，此外，工商业储能项目也存在着不同的运营模式。本文针对工商业储能运营模式及收益渠道进行分析。
储能发展初期，基于储能项目对于资金、建设安全稳定性的高要求，若自行投资建设，投资压力及项目的安全稳定性难以保障，项目难以通过内部审批，因此将项目交给专业的能源投资方进行开发很常见;随着储能市场的持续不断的发展，性能、安全、价值均已得到市场的验证和认可，业主自投自建工商业储能项目可获得100%的收益，自行投资也将会慢慢的有吸引力。
合同能源管理模式是由能源投资方投资采购建设储能，与用电企业签订能源服务合同，分享储能收益，一般能源投资方与用电企业按照90%：10%或85%：15%等比例分享，用电企业获取小部分收益，能源投资方可获得大部分收益，同时还包括需求侧响应获取的补贴收益以及未来可能拓展的其他收益;对于用电企业来说提供场地即可，风险低。
合同能源管理模式中还可引入融资租赁方作为储能资产的出租方，借此降低业主或能源投资方的资金压力。
业主自投资模式即由用电企业自己投资购买储能，用电企业自主投资可获得最大收益。这种模式下，用电企业一般需能承受现金流压力和管理压力，业主通常还需要向储能设备销售方定期支付维保费用，以获得相关运维和技术服务，保障储能的正常运行。
峰谷套利主要是低电价时段充电，高电价时段放电，利用各时段电价差获取收益，根据不一样的地区电价情况，日电价差计算方式为“尖/峰时电价-平/谷时电价”。
“国网浙江省电力有限公司关于2023年7月代理工商业用户购电价格的公告”中发布的电价表可知，浙江省大工业用电两部制电价1-10(20)千伏电价数据如下表;根据浙江省时段设置，可配置储能系统为0.5C系统，即2个小时能完成一次充放，全天有两个电价尖峰时段，每天可完成两充两放。日电价差达0.9423元/千瓦时，通过配置储能容量即可测算相应的收益，是目前用户侧储能最主要的盈利方式。
目前两部制电价包括电度电费和基础电费，基本电费有两种计费方法，一种是按照运行变压器容量计算的，一种是按照电能表每月记录的最大需量计算的。按照浙江省公布的代理购电电价表中了解，大工业用电两部制电价1-10(20)千伏按照固定容量费收取为30元/(kW·月)，按照需量费收取为48元/(kW·月)浙江省某厂区安装一台1600kW的变压器，每月按照固定容量费收取，即每月固定缴纳4.8万的容量费。如果按照厂区实际负荷(比如按照800kW)计算，每月缴纳的容量费为3.84万，因此部分用户会采用需量电费的形式。但在实际生产的全部过程中不免会出现一些频率低、时间短的高负荷，根据最大需量电费计算会额外缴纳了过多的基础电费，这也会造成了极其隐蔽的损失。
储能系统需量管理功能，识别尖峰负荷，通过调度储能电池进行削峰，减少最大需量，降低需量电费。如下图为浙江省安装一台1600kW的变压器工厂日功率负荷曲线图，在原始负荷中出现了尖峰负荷，尖峰时段产生了至少1100kW的负荷，由于该厂采用了需量收费模式，考虑电池充电对变压器容量的影响，选取300kW，2H的储能系统，储能系统可释放至少300kW的功率以抵消尖峰负荷冲击。按照储能系统每月削减300kW测算，储能系统每月为业主减少300×48=14400元的容量费;同时起到削峰填谷，平滑用电曲线、动态增容
量不足时，在短时内补充变压器容量，继续满足负荷补电需求，降低变压器使用成本、减少变压器投资及扩容周期;适用于厂区改造扩容、充电场站以及短时补充用电需求等相关场景。针对充电场站建设来说需求更明显，例如建设10台120kW直流
，满功率充电功率1200kW，充电同时率设计按照0.8考虑，充电功率约1200kW*0.7=960kW，设计配置1000kVA箱变即可满足，但根据充电站实际使用情况，在充电电价低时充电需求较多，出现充电高峰期，此时充电功率将会超过变压器额定容量，采用储能系统作为容量补充，例如建设300kW，2H储能系统，补充高峰期箱变容量的短时缺额，可解决容量不够的问题。
4、需求侧响应需求侧响应确切来说是电网行为，凭借能源互联网技术，将闲散在终端用户的充电桩、储能、负载、分布式光伏等电力负荷资源
起来，进行整体优化控制参与电网运行;电网公司通过调度业主储能系统的容量来实现对电网整体负荷供需平衡的调节。电网租借储能系统出工出力，是有偿付费行为，用户可通过参与需求侧响应获取收益。
目前已有多个省市发布了最新的电力需求响应政策，包括广东、浙江、福建、江苏、山东等;广东省《关于广东省市场化需求响应相关事项的通知》提出“灵活避峰需求响应补偿收益暂按日前邀约的保底价格(1.5元/kWh)执行;浙江省《2023年瑞安市有序用电和电力需求响应工作方案》中针对小时级、分钟级以及秒级等需求响应均作出了相应的单价和补贴力度。
总结工商业储能随市场发展，收益渠道以及运营模式也在一直在变化，需在实际项目中根据不一样的区域峰谷电价、储能补贴政策，可最大限度地考虑节省基本电费收益、参与需求侧响应收益、电力现货交易、参与辅助服务等收益因素进行详细分析。
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