中國儲能網訊：2025年6月，四川省發(fā)布新規(guī)，明確用戶側儲能項目結算依據由峰谷浮動收益和放電補償費用兩部分構成，電力交易中心提供標準化結算工具。這一舉措消除了收益認定風險，解決了用戶與運營商間的爭議隱患，為工商業(yè)儲能未來發(fā)展掃清障礙。
同時，虛擬電廠正在打開儲能聚合收益的新空間。通過整合分散的儲能資源，虛擬電廠可參與電力現貨市場和輔助服務獲取規(guī)模收益。據機構測算顯示，浙江儲能項目參與虛擬電廠后，內部收益率（IRR）最高可提升3.46個百分點，回本周期縮短至4.85年。
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峰谷套利仍是工商業(yè)儲能的“基本盤”
隨著全國電價差持續(xù)拉大，2025年浙江、廣東等地的尖峰電價已突破1.8元/kWh，而谷電價格低至0.3元/kWh左右。這種價差為儲能創(chuàng)造了天然的峰谷套利空間。目前，峰谷套利已成為工商業(yè)儲能的“基本盤”，并逐漸從單一盈利點演變?yōu)槭找娼M合的基石，為其他盈利模式提供現金流支撐。
在浙江，一套1MW/2MWh儲能系統(tǒng)采用“兩充兩放”策略：低谷時段（11：00-13：00及22：00-次日8：00）充電，尖峰時段（9：00-11：00）和高峰時段（15：00-17：00）放電。按浙江電價計算，日均價差收益達0.85元/kWh以上。
經濟性測算顯示，初始投資約328萬元的系統(tǒng)，通過峰谷套利8年總收益可達626萬元，回本周期縮短至4.2年左右。江蘇雷克鋰電的645kWh儲能項目更實現日收益820元，年收益超26萬元。
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峰谷套利之外的七大盈利渠道
除峰谷套利外，工商業(yè)儲能還有七大盈利渠道，以此形成多維度收益體系，企業(yè)可通過組合策略實現收益倍增。
1.容量電費管理成為工業(yè)用戶的“隱形金礦”。兩部制電價下，企業(yè)需按變壓器容量或最大需量繳納基本電費。儲能系統(tǒng)通過削峰填谷，可平滑用電曲線，降低最高需量功率。在浙江，一套300kW儲能系統(tǒng)每月可為用戶減少需量電費1.44萬元。
2.動態(tài)增容替代變壓器擴容，節(jié)省巨額投資。當企業(yè)原有配電容量不足時，儲能系統(tǒng)可在用電峰值期放電，滿足短期負荷需求。對于充電站等波動負荷場景，300kW儲能系統(tǒng)即可解決變壓器容量短時缺額，避免數十萬元的擴容費用。
3.需求響應變被動用電為主動創(chuàng)收。在電網負荷緊張時，企業(yè)通過削減用電或釋放儲能電量可獲得補貼。廣東省對靈活避峰需求響應的補償達1.5元/kWh，浙江瑞安對分鐘級響應提供額外補貼。東莞電子廠的需求響應收益已占其總收益的15%。
4.新能源消納提升綠電經濟性。配置儲能的光伏項目通過“光伏+儲能”模式，在光照充足時存儲多余電能，在夜間或陰天放電，將光伏自發(fā)自用率提高30%以上。
5.輔助服務參與電力系統(tǒng)調頻。儲能系統(tǒng)憑借快速響應特性，可提供一次調頻、AGC等服務獲取收益。雖然目前用戶側儲能參與機制仍在完善，但四川等地已開始探索結算路徑。
6.電力現貨交易開啟套利新空間。隨著電力市場化改革推進，儲能可參與日前和實時電力市場交易，利用價格波動獲取更高收益。
7.備用電源保障生產連續(xù)性。在電網故障時，儲能可作為應急電源，避免生產線停工損失，尤其對半導體、數據中心等高敏感度企業(yè)價值顯著。
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三大投資模式與投資邏輯
針對不同資金實力和管理能力的企業(yè)，工商業(yè)儲能市場如今已形成較為成熟的投資運營模式：
1.業(yè)主自投模式——資金充裕企業(yè)的首選。企業(yè)自主投資儲能設備，獲取全部收益。浙江某企業(yè)投資328萬元建設1MW/2MWh項目，4.2年即可回本，后續(xù)五年成為純收益期。此模式適合現金流充足、有專業(yè)運維團隊的大型企業(yè)。
2.合同能源管理（EMC）——零投資企業(yè)的“用電精算師”。由能源服務商投資運營，與企業(yè)分享收益。常見分成比例為85%：15%，如葛洲壩石門水泥廠項目，企業(yè)零投資年省電費200萬元。該模式降低用戶風險，成為當前主流。
3.融資租賃模式——平衡資金與收益的橋梁。資金不足但想獲得資產所有權的企業(yè)，可通過直租或回租方式引入融資方。用戶側儲能融資額度通常占總投資70%-80%，利率約0.55%-0.65%。租賃期滿后企業(yè)獲得設備所有權。
值得注意的是，投資決策需三維度評估：
1.地域選擇。優(yōu)先峰谷價差超0.7元的區(qū)域（當前全國24省份滿足）
2.系統(tǒng)配置。采用智能策略實現“1套系統(tǒng)，5重收益”（峰谷套利+需量管理+需求響應+新能源消納+輔助服務）
3.模式適配。資金充裕選自投，技術薄弱選EMC，平衡需求用融資租賃
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城市級虛擬電廠正在崛起
此前，在國家發(fā)展改革委、國家能源局聯(lián)合印發(fā)的《新型電力系統(tǒng)發(fā)展行動方案》中，明確提出要“加快虛擬電廠建設與試點推廣”，并將其列為負荷側資源參與電力市場的重要形式。
根據政策文件，到2025年，全國虛擬電廠聚合裝機將達50GW（含負荷+儲能+分布式）。
目前，虛擬電廠運營主要有兩種模式：一是市場主導模式，以廣東、云南等地為代表，通過參與現貨市場、輔助服務及需求響應獲取收益，但處于試點階段；二是補貼支撐模式，典型代表如深圳等地，依靠補貼資金起步，打造城市級虛擬電廠平臺。
其中，深圳虛擬電廠的實踐思路是，積極接入海量負荷側資源，并開展調度運行的可觀、可測、可控、可用的四大關鍵技術研究。構建虛擬電廠生態(tài)，引領負荷側資源進入電網調控和電力市場，拓展商業(yè)模式，同時充分調動電網企業(yè)和產業(yè)鏈上下游企業(yè)，營造全市廣泛參與的虛擬電廠發(fā)展環(huán)境。和政府形成合力，因地制宜從政策、機制、體制方面共同構建新型能源體系。
公開資料顯示，截至今年5月，深圳虛擬電廠運營商達61家，民營企業(yè)數量占一半以上。截至今年6月，深圳虛擬電廠管理平臺已具備110萬千瓦的最大調節(jié)能力，可通過秒級調度充電樁、空調、新能源汽車、儲能等分散資源，為城市電網穩(wěn)定運行構筑柔性防線。
海量充電樁也是虛擬電廠聚合的“負荷大戶”。深圳全力打造世界一流“超充之城”，截至2024年底，全市累計建成投用超充站1002座、充電樁超41萬個，新能源汽車保有量突破百萬規(guī)模。通過虛擬電廠調控，深圳已實現海量充電樁負荷的“智能調度。
據了解，接入深圳虛擬電廠平臺的市場主體主要通過3種方式獲取激勵：
1.廣東省市場化響應補貼：日前邀約，價格上限3.5元/kWh。日內局部響應，價格上限5元/kWh；
2.深圳政府建立的本地固定補貼：分布式光伏上網電量0.3元/kWh，直流充電樁并網容量300元/kW、交流充電樁并網容量150元/kW；
3.南方電網區(qū)域兩個細則規(guī)定的調峰、調頻等輔助服務固定價格補貼：獨立儲能0.792元/kWh，直控型可調節(jié)負荷，填谷0.132-0.792元/kWh，削峰0.264-1.584元/kWh。
數據顯示，2023年度內，深圳虛擬電廠共開展33次精準響應，28次日前響應，5次實時響應，累計調節(jié)電量約1285MWh，最大調節(jié)功率約210MW，運營商獲得收益超450萬元,創(chuàng)造社會直接經濟效益達3418.1萬元。
2024年，深圳虛擬電廠推動接入南方區(qū)域調頻輔助服務市場，通過“容量補償+里程補償”模式拓寬收益渠道，并聯(lián)合廣州、東莞等城市發(fā)起全國首個“灣區(qū)虛擬電廠聯(lián)盟”，在國內首次實現第三方獨立主體跨城電力互濟。為虛擬電廠參與輔助服務市場提供可行的樣本。
在深圳之外，上海將構建“1+5”超大城市虛擬電廠運行管理體系、成都要建設“1+2+N”城市級虛擬電廠、廣東中山將投資15億元建設城市級虛擬電廠構建“車網互動+虛擬電廠+高敏捷電網友好型電站”的能源體系、四川資陽正在以“全市統(tǒng)籌一盤棋"理念建設城市級虛擬電廠等。
可以預見，城市級虛擬電廠正在崛起，將以海量分散的負荷資源構筑起城市能源穩(wěn)定運行的柔性防線，更將催生千億級能源服務新業(yè)態(tài)。
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虛擬電廠賽道上的國內頭部企業(yè)
華為數字能源：華為依托“鯤鵬+昇騰”算力底座，在虛擬電廠領域展現出強勁實力。其建成的10GW級虛擬電廠，在廣東實現96%的日前負荷預測準確率。在分布式光伏整合上，華為通過5G邊緣計算將數據刷新頻率提升至10秒級，讓光伏發(fā)電數據實時上傳。2025年深圳筆架山光儲超充站項目中，聚合50kW光伏車棚+2.1MWh儲能，單日充電量1.1萬度，儲能充放電效率達91.1%，通過V2G技術實現戶均光伏自用率提升至85%，較之前浙江試點的82%又有新突破。
遠景科技集團：以EnOS能源管理平臺為核心，遠景科技在分布式能源整合方面成績亮眼。其平臺對分布式光伏的日內預測誤差可控制在8%以內，配合工商業(yè)儲能柜，實現“發(fā)儲用”聯(lián)動。2025年鹽城射陽250MW/500MWh儲能電站案例中，通過AI自動交易策略，14天結算期收入1154萬元，較行業(yè)平均水平高出54.2%。工商業(yè)園區(qū)“發(fā)儲用”聯(lián)動模式讓棄光率從30%降至12%，目前，遠景EnOS虛擬電廠已接入大量儲能和分布式電源，可為用戶提供可量化的投資回報模型。
科陸電子：其自主研發(fā)的“天樞”智能調度系統(tǒng)表現亮眼，5毫秒級響應速度遠超行業(yè)平均的500毫秒。在分布式光伏整合方面，2025年Q2江蘇工業(yè)園區(qū)項目中，當光伏出力突增25MW時，系統(tǒng)10秒內就調度儲能吸收15MW，還觸發(fā)10家企業(yè)錯峰用電，讓電網頻率波動穩(wěn)穩(wěn)控制在±0.08Hz內，棄光率低至0.3%。2024年，科陸電子參與全國27個省級電力現貨市場，累計交易電量322億千瓦時，套利收益達29.7億元，同時通過碳市場聯(lián)動機制為資源方創(chuàng)造9.3億元碳匯收益。截至2025年6月，已聚合21.2GW資源（涵蓋分布式光伏、儲能、可控負荷等），調峰能力相當于8.2個三峽電站。
國電南瑞：作為國家電網旗下核心企業(yè)，其虛擬電廠平臺和調控終端技術成熟，電力物聯(lián)網平臺可兼容200+品牌設備協(xié)議，輕松解決光伏組件與虛擬電廠的“語言壁壘”，單平臺聚合能力達5GW級。2025年Q1華東虛擬電廠項目中，整合1.5GW分布式光伏，通過“預測-調度-消納”全鏈路打通，年消納綠電突破100億千瓦時，在分布式能源消納和電網調峰中發(fā)揮著重要作用。
國能日新：其虛擬電廠智慧運營管理系統(tǒng)覆蓋源網荷儲全環(huán)節(jié)，能有效整合分布式光伏等各類分布式能源。2025年Q2中標國家電網虛擬電廠調度系統(tǒng)項目，風光預測準確率提升至93.5%，調峰輔助服務簽約量同比激增120%，為分布式光伏等能源的高效利用提供了有力支撐，其與用戶分成獲取運營收入的商業(yè)模式也備受認可。
恒實科技：早在2019年，恒實科技就主導建設了國網冀北首個市場化虛擬電廠示范工程，在分布式能源整合領域頗有心得。它獨創(chuàng)的“H-iTMG中臺+H-VBI分析平臺”構建起三層技術架構，能實現分鐘級負荷響應。在深圳虛擬電廠項目中，聚合了200棟樓宇的分布式光伏（總容量45MW），通過負荷預測系統(tǒng)，午間光伏大發(fā)時優(yōu)先滿足園區(qū)內充電樁、空調用電，余電注入城市電網，較傳統(tǒng)模式減少棄光率18個百分點。此外，其區(qū)塊鏈平臺為分布式光伏發(fā)電量提供可信存證，讓綠電交易更靠譜。
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結語
隨著電力市場化改革深化，工商業(yè)儲能正由套利工具轉變?yōu)檫\營資產，這種從電費削減到能源資產運營的轉變，表明工商業(yè)儲能的新商業(yè)模式正在逐步清晰：硬件只是基礎，軟件和服務才是未來市場化競爭的關鍵。
從這一點來看，工商業(yè)儲能仍然還是儲能市場中的黃金賽道。而虛擬電廠正逐步從邊緣創(chuàng)新走向核心賽道，未來3年，誰能抓住政策機遇、建立調度算法能力、掌握平臺標準定義，誰就將在這場 “數字電力新秩序”重構中占據制高點。
