【摘要】在国家政策引导与市场需求爆发的双重激励下，储能产业迎来爆发式增长。
储能企业的运营模式主要包括自持资产、合同能源管理、融资租赁和共享储能等四种模式。其中鹏辉能源以自持资产模式推进储能项目落地，成为用户侧储能领域的典型代表。
与其形成鲜明对比的是海博思创，其通过引入金融租赁公司撬动社会资本，以轻资产模式实现了快速扩张。
二者的策略分别有怎样的优势与挑战，在市场空间持续扩容的储能行业，企业该如何平衡短期盈利与长期价值？
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以下为正文：
在“双碳”目标驱动与新型电力系统建设需求下，储能产业迎来爆发式增长，CNESA数据显示，2024年国内新型储能新增装机规模43.7GW/109.8GWh，同比增长103%/136%，占据2024年全球新增装机的59%，居全球首位。面对广阔的市场空间，国内企业探索出差异化推广路径，其中鹏辉能源以自持资产模式推进储能项目落地，成为用户侧储能领域的典型代表。
01
储能行业主流推广策略
当前储能行业推广策略呈现多元化特征，核心围绕“资产归属、收益分配、风险承担” 三大维度形成四大主流模式，适配不同企业资源禀赋与市场场景。
首先是自持资产模式，即企业作为投资主体，自行承担项目融资、建设与运营成本，通过峰谷电价套利、辅助服务、电力现货交易等获取长期稳定收益，核心是绑定项目全生命周期价值，掌握资产控制权与运营数据。
与其存在差异的是合同能源管理模式，同样是由企业全额投资建设储能项目并负责全生命周期运维；但不同的是，在这一模式下企业与用户签订长期能源管理合同，合同到期后资产无偿/低价移交给用户，这在一定程度上加快了资产周转率，适用于资金较为紧张的储能企业。
同样属于轻资产运营模式的还有融资租赁模式，融资租赁模式指引入融资租赁公司作为资金方，由租赁公司购买储能设备并出租给企业，企业按期支付租金，租赁期满后资产可选择归属承租方或续租。
此外，共享储能模式也是近年来兴起的一种模式，它是由第三方主体投资建设集中式储能电站，通过聚合多个用户的储能需求形成共享资源池，用户无需自建储能，按需支付储能服务费用（如充放电服务费、容量租赁费），能够提升储能资产利用率，适配中小用户分散需求。
02
鹏辉能源：自持资产模式，项目收益逐步释放
鹏辉能源自2011年进军储能领域，是国内最早布局储能产业的企业之一，已构建覆盖大型储能、工商储、户储的完整产品矩阵。相较于行业多数企业的轻资产模式，鹏辉能源选择以“轻资产为主，重资产为辅”的双轨策略，采用自持资产模式，重点聚焦工商业用户侧与大型用户侧储能场景，通过直接持有项目资产获取长期收益。
2025年7月30日，公司与四川中孚科技发展有限公司签约合作的绿色水电铝用户侧储能项目正式开工。项目一期规模为107.12MW/428.48MWh，是全国最大规模、电解铝行业首个大型用户侧储能项目。该项目依托四川地区显著的峰谷电价差（丰枯分时电价差可达0.5元/Wh以上），通过“低谷充电、高峰放电”实现峰谷套利，同时为电解铝企业提供动态扩容服务，降低变压器改造成本。
更关键的是，鹏辉能源依托14年储能领域的深耕经验，建立了全生命周期运维体系，实现了储能项目零事故运行纪录，进而构建起客户信任壁垒。同时，公司还通过自研的智慧能源管理系统（EMS），实时监测电价波动与负荷变化，动态优化充放电策略，相较于行业平均水平，可提升项目综合收益10%-15%。
自持资产模式的资金占用特性导致短期财务压力显著。财务数据显示，2025年前三季度，公司实现营业总收入75.81亿元，同比增长34.23%；毛利率14.9%，归母净利率仅1.38%；2025年上半年还曾出现1.05亿元的净亏损，主要源于自持项目前期投资大、折旧摊销成本高，且项目收益需逐步释放。
鹏辉能源的自持资产模式是自主投资、建设并持有储能相关资产，涵盖独立共享储能电站、用户侧储能项目等，同时配套运营以实现资产增值，例如大理祥云200MW/400MWh独立共享储能电站、四川广元一期100MW/400MWh用户侧储能项目等，均为公司自持运营的储能资产。
鹏辉能源选择自持储能资产，主要是因为其独立获取外部储能项目的能力相对薄弱，难以通过纯电芯供应实现产能充分消化，只能通过自持项目带动自身储能电芯的应用与推广。从行业格局来看，鹏辉能源虽在小储电芯领域位居第一梯队，但相较于宁德时代、亿纬锂能等头部企业，其在大型储能项目的市场竞争力存在差距，更多依赖与头部系统集成商（如阳光电源、天合光能）的合作获取电芯订单，独立承接大型外部储能项目的能力有限。
储能资产自持模式对鹏辉能源的资产负债表产生了显著影响。从资产端看，自持储能项目的建设需要大量固定资产投入，包括储能设备、厂房、土地使用权等，直接推动公司固定资产规模增长，截至2025年三季度末，公司固定资产56.69亿元，非流动资产合计91.34亿元，资产总计达203.22亿元，较2024年末的168.68亿元明显增长。
从负债端来看，自持资产的巨额投资主要依赖外部融资，导致公司负债规模持续扩大，2025年三季度末负债合计达149.61亿元，资产负债率高达73.62%，较去年同期的65.82%上升7.8%，远超行业平均水平。同时，公司短期偿债能力较弱，2025年三季度末流动比率为0.99，速动比率为0.64，均低于1，反映出自持资产模式下资金流动性压力较大。
储能资产自持还给鹏辉能源带来了显著的财务负担，主要集中在资本开支、折旧摊销及资金占用三个方面。其一，资本开支压力巨大，自持储能项目及配套产能建设需要持续投入巨额资金，2025年前三季度年公司投资活动产生的现金流量净额为-6.22亿元，主要用于购建固定资产、无形资产等，其中就包括自持储能项目的建设投入，而公司计划2026年持续加码大储产能，进一步增加资本开支压力。
其二，折旧摊销侵蚀当期利润，自持储能资产作为固定资产，需要计提长期折旧，加之公司前期产能扩张导致固定资产折旧摊销金额处于高位，若产能利用率未达预期，单瓦折旧成本将进一步上升，2023-2024年行业下行周期中，公司就因产能利用率低、折旧压力大导致业绩承压，累计计提资产减值损失达6.2亿元。
其三，资金占用与回款周期长加剧现金流压力，储能项目投资回收周期通常为5-10年，回款周期长且央企客户验收流程繁琐，导致大量资金被占用，2025年前三季度公司经营活动产生的现金流量净额为-0.12亿元，虽较上年同期大幅改善，但仍处于负值。
但长期来看，随着大型项目逐步投运，收益贡献将持续提升，2025年三季度毛利率较2024年的12.79%已实现显著回升，显示项目运营效率逐步优化。
鹏辉能源财务数据 信息来源：Choice
03
鹏辉能源VS海博思创：以融资租赁撬动社会资本，实现快速布局
在储能行业中，还有部分企业放弃了自持资产模式，选择轻资产模式，海博思创就是一个典型的例子。公司专注于储能解决方案的输出，通过融资租赁破解资金瓶颈、放大规模效应。
作为国内储能系统集成领域的领军企业，海博思创的业务覆盖“源-网-荷”全链条，其核心优势集中在技术研发与系统整合能力；公司自主研发的BMS系统SOC误差小于3%，旗下HyperBlock系列液冷储能系统能量密度行业领先，此外，其通过搭配AI云平台实现毫秒级状态监控与智能调度，最终最大化项目运营收益。
在此基础上，海博思创通过“储能+融资租赁”模式深化轻资产布局。2025年9月，公司与国银金租达成的500MW/3GWh储能电站融资租赁合作，由国银金租以不超过17亿元采购设备租赁给其全资子公司，租赁期120个月，利息总额约3.8亿元，海博思创仅需少量保证金即可撬动近百亿级项目，通过设备供应、运营分成获取双重收益。
此外，公司还与中信金租等机构共建“储能资产+专业化运营+综合金融方案”模式，覆盖融资性租赁、经营性租赁等多元合作形式，计划2026年借助金融租赁实现50GWh独立储能电站投资。
在这一模式下，海博思创通过与宁德时代等头部电芯企业签订长期供应协议锁定核心资源，为五大发电集团、国家电网等客户提供一站式支持，盈利主要来自储能系统销售、技术服务费、项目交付收益及租赁分成。根据标普全球（S&P Global）统计，海博思创在2024年全球电池储能系统集成商新增储能装机排名中位居前三。同样来自该机构截至2025年7月的数据显示，在以累计装机和签约项目规模总和统计的排名中，海博思创位列中国大陆市场第一。
对比来看，鹏辉能源以资产为核心，收益依赖项目长期稳定运营，资金占用量大、回报周期长，但垂直整合能力带来的成本优势和资产增值空间，使其抗行业价格波动能力更强；公司的竞争力源于“制造+运营”的协同，适合布局电价政策友好、需求稳定的优质场景。
而海博思创则通过融资租赁等工具避免大额资本开支，用少量资金撬动大规模项目，业务周转速度快，能快速响应全球市场需求；但盈利受行业集成竞争、供应链价格波动影响较大，且融资租赁带来的租金刚性支出，可能面临项目收益不及预期时的现金流覆盖风险。
04
尾声
根据CNESA预测，2025年我国新型储能新增装机预计在40.8GW~51.9GW之间，平均45GW左右，市场空间持续扩容。
储能行业的多元化推广策略，本质上是企业对自身资源禀赋与市场需求的精准匹配。鹏辉能源的自持资产模式，以长期主义视角布局储能资产，通过规模化项目落地与精细化运营，探索出一条差异化的发展路径，虽短期面临资金压力与盈利挑战，但契合市场化转型趋势；而海博思创等的轻资产策略，则通过技术与规模优势实现快速扩张，成为行业增长的核心引擎。
随着电力市场机制不断完善，储能的价值将从“调峰填谷”向“一体多用、分时复用”演进，不同策略的边界将逐渐模糊。未来，行业竞争的关键在于能否平衡短期盈利与长期价值，无论是自持资产还是轻资产模式，技术创新与运营效率都将成为核心竞争力。
而储能企业的战略选择，不仅决定自身的市场地位，更将推动整个产业从“政策驱动”向“价值驱动”转型，为新型电力系统建设提供核心支撑。
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