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区县级国企参与储能，主要有自主统筹推进、设立专业平台、开展产业投资三大核心方式（图1）。不同方式在控制权、风险分担与利益分配等方面各有优劣，区县级国企应结合自身资源禀赋、资金实力与运营能力择优选择，稳妥切入储能产业。

图1：区县级国企参与储能的三大核心方式

（一）自主统筹推进

立足自身资源禀赋与运营优势，统筹推进储能项目规划、投资与建设，依托现有场地、电力接入条件及运营管理能力，自主开展项目开发、建设运维与市场化运营，实现资源高效利用与收益自主掌控。

案例：2025年9月，张江萧县高科技园首个600kW/1254kWh用户侧储能电站项目正式并网投运，是萧县首家投入园区使用的用户侧储能电站。该项目由县属国企萧县张江新能源科技有限公司负责全额投资、建设及运维，提供一站式的能源管理解决方案。

（二）设立专业平台

通过新设全资子公司或与行业优质企业合资组建专业化运营主体，以存量资源作价入股，合作开展储能项目投资建设与运营管理，借助专业力量补齐技术、运维等短板，提升项目建设效率与运营水平。

案例：2025年8月，河北建投新能源有限公司（新天绿能全资子公司）与沽源县启源城市发展集团有限公司（县属国企）共同成立建投储能（沽源）电力有限责任公司，注册资本1亿元，经营范围涵盖储能技术服务、风力发电技术服务及发输配电业务等。

（三）开展产业投资

围绕储能产业链关键环节开展产业布局与股权投资，聚焦储能系统集成、智慧能源运营、综合能源服务、核心材料与装备等领域，以资本赋能带动产业集聚发展，助力构建区域绿色能源产业生态，实现从项目开发商向产业培育者的延伸升级。

案例：2024年，宁远县产业建设投资有限公司（县属国企）与深圳市投控东海投资有限公司合伙成立宁远聚能创新产业基金，成为永州市第一支以产业培育和招商引资为导向的县区级区域性股权投资基金。该基金重点关注新型储能电池、新材料等解决国产替代“卡脖子”问题的硬科技产业，围绕新能源锂电产业进行全生命周期股权投资，依托深投控资源优势，探索“基金+链主+基地+集群”的产业发展模式，通过基金投资引导相关产业链优质项目落地宁远县，实现“以投促招、以投代孵”。

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聚焦下游应用：

根据国央企储能潮（上），储能产业链上游原材料与设备供应技术壁垒高、迭代速度快，中游系统集成与运维兼具技术密集型、资源密集型双重特征，对区县级国企的资金、技术与管理能力均提出较高要求，适宜采用产业投资等方式间接布局参与。

区县级国企直接参与储能，应立足属地化、轻量化、易落地原则，聚焦下游应用场景，优先选择投资规模适中、收益路径清晰、协同性强的场景，逐步由点到面、由易到难拓展业务边界，稳步拓展业务边界。

（一）用户侧储能

用户侧储能是指在电力用户端安装储能设备，直接服务于用户用电与配网末端调节，核心功能为降低用电成本、平滑负荷波动、提升供电可靠性、减少停电限电损失。用户侧储能投资规模适中、落地周期短、收益回报明确，是区县级国企切入储能领域最稳妥、最易落地的优先方向。

1.工商业储能

（1）场景释义

工商业储能是用户侧储能市场化收益最清晰的主力场景，面向工业企业、产业园区、商业综合体、数据中心、大型商超等各类高耗能、高用电需求用户，建设的分布式储能系统，以削峰填谷、需量管理、应急备电、参与需求响应为核心功能。

（2）布局理由

当前工商业用电成本持续走高，峰谷电价差不断拉大，企业对降低电费支出、保障连续生产的需求日益迫切。相较于传统节能改造，工商业储能可在不扩大用能指标的前提下，通过“低谷充电、高峰放电”的模式，有效降低企业高峰时段用电成本，实现电费优化。此外，在电网出现故障或限电时，储能系统可提供应急备电服务，提升企业用能安全性。

（3）参与模式

区县级国企可依托属地资源、政府协调能力与企业信任度，灵活采取多种模式布局工商业储能：

一是自主投资模式，针对本地重点工业企业、产业园区，自建储能系统并通过向企业收取电费优化服务费、应急备电费实现盈利；

二是合作共建模式，与企业、专业储能企业合资建设，按比例共享收益，降低投资风险；

三是合同能源管理模式，由国企投资建设储能系统，与企业签订长期服务合同，约定电费节约分成比例，实现轻资产运营、稳定收益。同时，可积极组织属地企业参与电网需求响应，获取电网公司发放的需求响应补贴，丰富盈利渠道。

2.“光储充”一体化

（1）场景释义

“光储充”一体化是集光伏发电、储能储电、新能源汽车充电于一体的综合能源解决方案，核心是通过光伏发电产生清洁电力，优先满足新能源汽车充电需求，富余电量存入储能系统，以自发自用为主、余电就近利用，是用户侧储能与分布式绿电、新能源产业融合发展的重要场景。

（2）布局理由

随着我国新能源汽车保有量持续攀升，充电基础设施供需矛盾日益突出，城市小区、产业园区、乡镇集市等区域普遍面临充电难、充电贵、电网负荷紧张等问题。布局“光储充”一体化项目，正是破解上述痛点的有效路径。

通过光伏发电、储能调节与智能充电的协同联动，可充分利用屋顶、停车棚等闲置空间实现绿电就地消纳，减轻电网扩容改造压力；同时依托储能系统削峰填谷、平抑充电电价，显著降低用户充电成本，全面提升区域能源自给率与供电稳定性。

（3）参与模式

区县国企可依托公共场地资源、特许经营权与运维优势，盘活存量资产打造综合能源站点。重点盘活自有厂房屋顶、政府公共停车场、乡镇闲置空地等资源，建设分布式光伏与充电设施，配套储能实现负荷调节。以“自发自用+峰谷套利+应急备电”提升项目收益，在满足居民与企业充电刚需的同时，打造可复制、可推广的本地化综合能源服务标杆。

（二）台区储能

1.场景释义

《关于促进电网高质量发展的指导意见》（发改能源〔2025〕1710号）明确提出支持建设“电网替代型储能”，意味着台区储能已从配网“补丁”升级为新型电力系统刚需。台区储能是指部署在配电台区低压侧的小型分布式电化学储能系统，直接服务于单台配电变压器覆盖的供电区域，即小区、村落、街区等电网末梢节点，是配电网“最后一公里”的核心柔性调节资源。

2.布局理由

当前我国配网末端短板突出，全国范围内超百万个台区存在重载、低电压等问题，其中农村地区数十万个台区长期存在季节性过载问题；城市区域则因新能源汽车充电桩普及、工商业负荷快速攀升，配网承载压力持续加大。台区储能相较于传统配网升级方式，能够以更低成本、更短周期完成配网优化，成为破解当前配网末端治理难题的关键抓手。据行业测算，2026年台区储能市场规模将突破500亿元，长期潜力直指万亿级别。

3.参与模式

区县国企可立足属地配网治理需求，主动对接当地供电公司，探索多元化合作模式布局台区储能：

一是联合供电公司开展配网合作投资，共建台区储能系统，共享配网降损收益、电网辅助服务收益；

二是承接政府配网提升民生工程，争取政府专项补贴，通过建设台区储能改善居民、农村用电质量，同时获取工程建设收益与长期运维收益；

三是采用台区储能租赁模式，将建成的储能系统租赁给供电公司或村集体，收取稳定租赁费用；此外，可组织台区储能参与电网需求响应、削峰填谷等辅助服务，进一步拓宽盈利渠道，实现社会效益与经济效益的双重提升。

（三）电源侧储能

1.场景释义

电源侧储能是指装设并接入在常规电厂、风电场、光伏电站等电源厂站内部的储能设施，主要服务于新能源发电并网与稳定输出，核心功能是平抑光伏发电、风电等新能源的波动性、间歇性，保障发电消纳、参与电网调节等。

2.布局理由

《关于深化新能源上网电价市场化改革促进新能源高质量发展的通知》（发改价格〔2025〕136号）（以下简称“136号文”）取消了新能源项目强制配置储能，但随着新能源装机持续增长、电网接入标准不断提升、市场化收益机制逐步完善，新能源配置储能已由“被动配套”向“主动配置”发生质变，成为提升电站可控性、增强收益能力、保障长期稳定运营的主动选择。

3.参与模式

区县级国企可将电源侧储能与新能源项目深度绑定、协同开发。依托工业园区厂房屋顶、市政公共建筑、荒山荒坡、农林复合等合规空间，推进“新能源+储能”一体化开发，打造县域集中式光伏、整县分布式光伏规模化开发、乡村分散式风电项目，并按照电网接入与市场化交易要求，配套建设相应规模储能系统，实现“同步规划、同步建设、同步投运、统一调度”。

（四）独立储能

1.场景释义

独立储能指具备独立计量、控制和法人资格，直接接入公用电网，可被电网监控调度，并作为独立市场主体参与电力交易的新型储能项目。核心功能是参与电力系统削峰填谷、调峰调频、备用服务、黑启动等，助力电网优化资源配置、提升安全稳定运行水平，是储能产业中规模化、专业化程度较高的细分领域。

2.布局理由

近年来，我国独立储能产业发展势头迅猛，2025年独立储能新增装机3543万千瓦，占新型储能累计装机规模的51.2%，正式取代用户侧和配建储能，成为我国新型储能的绝对主力。

但独立储能属于重资产、高技术、强规范的专业化赛道，对投资主体提出全方位高要求：一是项目项目用地规模较大，生态环保、安全合规与土地审批标准严苛；二是设备准入要求较风光项目更为严格和系统化；三是投资规模较大，单座电站投资规模通常达数亿元，对企业资金实力要求较高；四是技术壁垒突出，需具备先进的储能系统集成、智能调度、运维管理技术，确保电站稳定高效运行。

3.参与模式

区县级国企具备一定实力后，可参与电网侧独立储能电站建设，以专业电网调节资源身份接入电力系统，深度参与电力现货市场、容量补偿、调峰调频、备用服务等市场化交易，构建“中长期交易+现货套利+辅助服务”的复合收益体系，持续稳定获取市场化回报，成为区域电网重要支撑主体。

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聚合增效：以数智化打造新型经营主体

《国家能源局关于支持电力领域新型经营主体创新发展的指导意见》（国能发法改〔2024〕93号）明确“资源聚合类新型经营主体主要包括虚拟电厂（负荷聚合商）和智能微电网”。

随着储能产业规模化、多元化发展，智能微电网、虚拟电厂成为衔接各类储能资源、优化能源配置的核心载体，也是区县级国企拓展储能业务、提升核心竞争力的重要方向。

这类主体无需大规模新建储能设施，核心是通过技术手段，聚合分散的用户侧储能、分布式新能源、可调节负荷等资源，实现资源的协同调度与高效利用，为电网提供灵活调节服务，获取市场化收益，契合区县级国企“轻资产、高协同”的发展需求。

（一）虚拟电厂

虚拟电厂相当于电力“调度总指挥”，《关于加快推进虚拟电厂发展的指导意见》（发改能源〔2025〕357号，以下简称“意见”）明确虚拟电厂是“电力运行组织模式”而非实体电厂，是运用数字化、智能化等先进技术，聚合分布式电源和可调节负荷等，协同参与系统运行和市场交易。《意见》健全了虚拟电厂参与电能量、辅助服务、需求响应交易的机制，推动虚拟电厂从“试点示范”走向“商业化运营”，到2030年，全国虚拟电厂调节能力将达到5000万千瓦以上。

区县级国企可依托自身在县域内的资源整合能力，搭建县域级虚拟电厂智能调控平台，整合辖区内工业企业可调负荷、居民储能、分布式光伏、小型风电等资源，实现对各类资源的实时监测、精准控制与优化调度，具备快速响应电网调度指令、平滑功率波动、保障县域电力系统稳定的能力。在能力建设上，区县级国企需强化数字化、智能化技术投入，培育专业的运维与调度团队，提升平台运营效率与资源聚合能力，同时加强与上级电网公司、电力交易机构的对接，确保合规参与各类市场交易。

（二）智能微电网

智能微电网相当于独立的“电力小社区”，是以新能源为主要电源、具备一定智能调节和自平衡能力、可独立运行也可与大电网联网运行的小型发配用电系统。配电环节具备相应特征的源网荷储一体化项目也可视作智能微电网。

依据微电网并网、离网技术形态及服务对象不同，将其分为并网自用型、并网公用型独立型三类。其中，并网自用型微电网主要满足单一用户电力需求，直接与输配电网进行电力交易，不足部分依靠电网提供，多余电力可上网收益；并网公用型微电网为微电网内一个或者多个用户供电，与外部电网进行电力电量交换，按国家政策开展电力服务；独立型微电网不与外部电网互联，独立承担用户供电服务，主要用于保障偏远地区稳定供电。

区县级国企可结合县域产业布局与人口分布，重点在工业园区、乡镇社区、偏远村落布局智能微电网项目，合理配置光伏、风电等新能源与储能装置，升级县域配电网络与智能控制设备，确保能够独立保障工业园区生产、居民生活等各类用户的连续可靠供电。

其收益来源主要包括：一是通过降低园区、社区用户用电成本，提升新能源自发自用比例，获得节能收益与用户服务费；二是将微电网多余电量并入大电网，获取上网电费收入；三是参与区域需求响应，为电网提供灵活性服务，获得附加收益；四是依托新能源项目享受国家及地方的政策扶持与补贴。

（三）“源网荷储”一体化

“源网荷储”一体化相当于“智能电力生态系统”，是通过整合电源（风电、光伏等）、电网、负荷（用户用电需求）和储能系统，构建多要素协同互动的新型电力系统模式，实现传统电力系统由“源随荷动”向“源网荷储协调互动”转变。

传统电力系统像一条单向流动的河流，水流（电力）从源头（电源侧）流向下游（负荷侧）。而“源网荷储一体化”则像是一个具备调度功能的水库，既能根据下游需求（负荷侧）灵活调节进水（电源侧）、适配用量（负荷消耗），又能通过储水功能（储能）平抑供需波动，实现动态平衡。

“源网荷储”一体化按实施层级分为区域（省）级、市（县）级、园区（居民区）级。区县级国企推进“源网荷储”一体化建设，可遵循“统筹规划、分步实施、智慧运营”的总体思路：

统筹规划：立足区域资源禀赋与电网基础，开展全域源、网、荷、储四侧资源摸排，编制一体化发展专项规划，明确新能源开发规模、电网消纳能力、负荷响应潜力及储能配置比例，形成“时间表”和“路线图”。

分布实施：梯次推进、试点先行。优先选择工业园区、公共建筑、大型社区等负荷集中区域，开展微电网、虚拟电厂、光储充一体化等示范项目；成熟后再向全域复制推广。按照“先易后难”原则，分批建设分布式光伏、分散式风电、用户侧储能及柔性负荷改造工程，并配套完善配电网升级与智能量测设施。

智慧运营：建设县域级源网荷储智慧管控平台，集成数据监测、智能调度、市场交易、运维管理等功能，实现“源网荷储”资源可观、可测、可控、可调；通过市场化机制参与需求响应、辅助服务、现货电能量交易等，实现“自发自用、余电上网、错峰填谷、应急支撑”；拓展增值服务，如能源管理咨询、碳资产管理、能效提升服务等，提升项目的综合价值。

对区县级国企而言，能源转型不是“选择题”，而是“生存题、转型题、发展题”。以新型储能为抓手，唤醒沉睡资产、激活绿电价值、重塑市场化经营模式，实现从传统融资平台向综合能源运营商的蝶变，从而在债务化解与能源变革的双重浪潮中，闯出一条可持续的高质量发展之路。