中國儲能網(wǎng)訊：2025年6月，四川省發(fā)布新規(guī)，明確用戶側(cè)儲能項目結(jié)算依據(jù)由峰谷浮動收益和放電補償費用兩部分構(gòu)成，電力交易中心提供標準化結(jié)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(xiàn)貨市場和輔助服務獲取規(guī)模收益。據(jù)機構(gòu)測算顯示，浙江儲能項目參與虛擬電廠后，內(nèi)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(xiàn)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(jīng)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(xiàn)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(xiàn)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(shù)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(wǎng)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(jīng)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(diào)頻。儲能系統(tǒng)憑借快速響應特性，可提供一次調(diào)頻、AGC等服務獲取收益。雖然目前用戶側(cè)儲能參與機制仍在完善，但四川等地已開始探索結(jié)算路徑。
6.電力現(xiàn)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(chǎn)連續(xù)性。在電網(wǎng)故障時，儲能可作為應急電源，避免生產(chǎn)線停工損失，尤其對半導體、數(shù)據(jù)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(shè)備，獲取全部收益。浙江某企業(yè)投資328萬元建設(shè)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(xiàn)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(chǎn)所有權(quán)的企業(yè)，可通過直租或回租方式引入融資方。用戶側(cè)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(shè)備所有權(quán)。
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(xiàn)“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(shù)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(shè)與試點推廣”，并將其列為負荷側(cè)資源參與電力市場的重要形式。
根據(jù)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(xiàn)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(cè)資源，并開展調(diào)度運行的可觀、可測、可控、可用的四大關(guān)鍵技術(shù)研究。構(gòu)建虛擬電廠生態(tài)，引領(lǐng)負荷側(cè)資源進入電網(wǎng)調(diào)控和電力市場，拓展商業(yè)模式，同時充分調(diào)動電網(wǎng)企業(yè)和產(chǎn)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(gòu)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(shù)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(diào)節(jié)能力，可通過秒級調(diào)度充電樁、空調(diào)、新能源汽車、儲能等分散資源，為城市電網(wǎng)穩(wěn)定運行構(gòu)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(diào)控，深圳已實現(xiàn)海量充電樁負荷的“智能調(diào)度。
據(jù)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(nèi)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(wǎng)電量0.3元/kWh，直流充電樁并網(wǎng)容量300元/kW、交流充電樁并網(wǎng)容量150元/kW；
3.南方電網(wǎng)區(qū)域兩個細則規(guī)定的調(diào)峰、調(diào)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(diào)節(jié)負荷，填谷0.132-0.792元/kWh，削峰0.264-1.584元/kWh。
數(shù)據(jù)顯示，2023年度內(nèi)，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(diào)節(jié)電量約1285MWh，最大調(diào)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(jīng)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(diào)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(nèi)首次實現(xiàn)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(gòu)建“1+5”超大城市虛擬電廠運行管理體系、成都要建設(shè)“1+2+N”城市級虛擬電廠、廣東中山將投資15億元建設(shè)城市級虛擬電廠構(gòu)建“車網(wǎng)互動+虛擬電廠+高敏捷電網(wǎng)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(shè)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(gòu)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(nèi)頭部企業(yè)
華為數(shù)字能源：華為依托“鯤鵬+昇騰”算力底座，在虛擬電廠領(lǐng)域展現(xiàn)出強勁實力。其建成的10GW級虛擬電廠，在廣東實現(xiàn)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(shù)據(jù)刷新頻率提升至10秒級，讓光伏發(fā)電數(shù)據(jù)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(shù)實現(xiàn)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(nèi)預測誤差可控制在8%以內(nèi)，配合工商業(yè)儲能柜，實現(xiàn)“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(jié)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(diào)度系統(tǒng)表現(xiàn)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(nèi)就調(diào)度儲能吸收15MW，還觸發(fā)10家企業(yè)錯峰用電，讓電網(wǎng)頻率波動穩(wěn)穩(wěn)控制在±0.08Hz內(nèi)，棄光率低至0.3%。2024年，科陸電子參與全國27個省級電力現(xiàn)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(diào)峰能力相當于8.2個三峽電站。
國電南瑞：作為國家電網(wǎng)旗下核心企業(yè)，其虛擬電廠平臺和調(diào)控終端技術(shù)成熟，電力物聯(lián)網(wǎng)平臺可兼容200+品牌設(shè)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(diào)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(wǎng)調(diào)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(wǎng)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(wǎng)虛擬電廠調(diào)度系統(tǒng)項目，風光預測準確率提升至93.5%，調(diào)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(shè)了國網(wǎng)冀北首個市場化虛擬電廠示范工程，在分布式能源整合領(lǐng)域頗有心得。它獨創(chuàng)的“H-iTMG中臺+H-VBI分析平臺”構(gòu)建起三層技術(shù)架構(gòu)，能實現(xiàn)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?cè)萘?5MW），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(nèi)充電樁、空調(diào)用電，余電注入城市電網(wǎng)，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(jié)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(zhuǎn)變?yōu)檫\營資產(chǎn)，這種從電費削減到能源資產(chǎn)運營的轉(zhuǎn)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(chǔ)，軟件和服務才是未來市場化競爭的關(guān)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(diào)度算法能力、掌握平臺標準定義，誰就將在這場 “數(shù)字電力新秩序”重構(gòu)中占據(jù)制高點。
